Transcript REGIONAL KRAFTSYSTEMUTREDNING FOR SØR

REGIONAL KRAFTSYSTEMUTREDNING
FOR SØR-TRØNDELAG 2012 – 2027
Hovedrapport
Juni 2012
Innholdsfortegnelse
Forord
Sammendrag
1.
Innledning..................................................................................................................................................... 5
2.
Dagens kraftsystem ................................................................................................................................... 6
3.
Framtidig kraftbalanse ............................................................................................................................ 11
4.
Framtidige overføingsforhold ...............................................................................................................21
5.
Forventede tiltak og investeringsbehov i nettet ..............................................................................30
6.
Referanser ..................................................................................................................................................31
Kraftuttrykk
2
Forord
Hovedrapport for ”Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag 2012 - 2027” er et
sammendrag av kraftsystemutredningens grunnlagsrapport [1]. Hovedrapporten er offentlig
tilgjengelig. Grunnlagsrapporten er underlagt taushetsplikt. Den gir en grundig gjennomgang av
eksisterende kraftsystem og forventet utvikling av dette, og presenterer detaljerte data for
systemet. Grunnlagsrapporten inneholder sålede kraftsensitiv informasjon. Kun rettmessige
brukere skal ha tilgang til den type informasjon.
Pålegg om kraftsystemutredninger er hjemlet i energiloven § 5B-1, med utfyllende bestemmelser
inntatt i energilovforskriften. Fra 1.1.2003 blir utredningen oppdatert årlig.
I ”Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag” er framtidig utvikling av kraftsystemet
presentert i scenarioer. Utredningen beskriver drivere/faktorer som vil kunne ha avgjørende
betydning for nettutviklingen i regionen.
Forfatterne av ”Kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag” har vært:
Arnvid Sylte og Tibor Szabo, TrønderEnergi Nett AS (TEN)
Merk at fra og med 1.1.2011 har selskapene Trondheim Energi Nett og TrønderEnergi Nett
fusjonert, og navnet på det nye selskapet er TrønderEnergi Nett AS. TEN er et datterselskap i
konsernet TrønderEnergi AS. I den sammenheng vil denne kraftsystemutredningen benevne
regionalnettet i Trondheim/Klæbu som TEN-indre og det øvrige regionalnettet til TEN som TENytre. Dette er en benevnelse som også benyttes i organisatorisk sammenheng i nettselskapet.
Forfatterne har fått viktige innspill vedrørende nettene til Røros Elektrisitetsverk AS og Selbu
Energiverk AS fra:
Lars Hofstad, Røros Everk AS (REV)
Per Otnes, Selbu Energiverk AS (SEV)
Medlemmer av ”Kraftsystemutvalget i Sør-Trøndelag” samt kontaktperson i utredningsansvarlig
selskap og hos NVE er:
Kraftsystemutvalget
Utredningsansvarlig
Kontaktperson NVE
Navn
Selskap
E-post
Telefon
Knut Styve Hornnes
Rune Paulsen
Einar Martin Skjølberg
Jan Edvardsen
Arnt Magnar Forseth
Arnvid Sylte
Tibor Szabo
Tibor Szabo
Camilla Aabakken
Statnett
NTE Nett
Fesil
Statkraft, Region Midt-Norge
Kraftforsyningens distriktssjef
TrønderEnergi Nett
TrønderEnergi Nett
TrønderEnergi Nett
NVE, Avdeling Energi
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
23 90 30 00
07 400
73 87 79 00
57 68 92 00
07 273
07 250
07 250
07 250
09 575
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
Kraftsystemutvalget gir innspill til og behandler regional kraftsystemutredning.
3
Sammendrag
Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag 2012 omfatter primært regionalnettet i fylket
med tilhørende nedtransformeringer. Utviklingen av sentralnettet blir også omhandlet, der dette
har innvirkning på regionalnettet. Statnett har imidlertid utredningsansvaret for sentralnettet, og
det vises derfor til ”Kraftsystemutredning for sentralnettet” [3] for en mer detaljert utgreiing om
problemstillingene på dette nettnivået.
Veksten i elektrisitetsforbruket i Sør-Trøndelag er relativt moderat. Prognosene for den
langsiktige utviklingen av kraftforbruket innen alminnelig forsyning i fylket er stipulert til 0,8 %
pr. år fram til 2027 (altså for kommende 15-årsperiode). Planer innenfor den kraftintensive
industrien (Holla Metall, Washington Mills og Elkem) er beskrevet særskilt, j.fr. tabell 3.3.
Utbyggingen av ny produksjonskapasitet i Sør-Trøndelag er dominert av alle vindkraftplanene.
Innenfor planområdet er det vindkraftprosjekt med en samlet installasjon på nær 1700 MW, som
enten har fått konsesjon eller er under konsesjonsbehandling. Disse vindkraftverkene må
selvsagt ha nettilknytning. Dersom det skal bli mulig å bygge ut et større antall av anleggene, er
det behov for omfattende forsterkning av sentralnettet i fylket. Dette innebærer først og fremst
nye 420 kV-ledning fra Namsos til Roan/Storheia og fra til Orkdal/Trollheim til Snillfjord, med
tilhørende transformatorstasjoner. I tillegg må det bygges 132 kV ledninger fra vindkraftverkene
inn til disse transformatorstasjonene.
Det foreligger også planer for utbygging av ny vannkraft, og i planområdet ligger et betydelig
antall prosjekter for små kraftverk. Samlet blir bidraget til ny produksjonskapasitet fra disse
likevel relativt beskjedent (ca. 130 MW under konsesjonsbehandling).
Kraftbalansen i Sør-Trøndelag vil være negativ i årene framover dersom det ikke bygges ut
vindkraft. Utbygging av vindkraftverk kan gi et betydelig positivt bidrag til å bedre dette
forholdet.
I utredningen er det presentert figurer som viser aldersammensettingen for ledninger og
transformatorer. Selv om en betydelig del av nettet har relativt høy alder, er tilstanden i nettet
meget bra, noe som skyldes godt vedlikehold. Likevel vil det i årene framover bli et større
reinvesteringsbehov. De prosjektene som man først og fremst konsentrerer seg om i dette
dokumentet, representerer primært nybygging og omstrukturering av kraftnettet.
Flere prosjekt, som ut fra normal teknisk/økonomisk argumentasjon burde vært igangsatt, er
pga. usikkerheten rundt alle vindkraftplanene skjøvet ut i tid. Netteier har ønsket å avvente
nærmere avklaring for vindkraftutbyggingene, i den hensikt å unngå feilinvesteringer i nettet. Et
slikt eksempel har vært forsyningen til Frøya, der nettforsterkninger er blitt utsatt i flere år i
påvente av Frøya vindkraftverk. Imidlertid ble etter hvert forsyningssituasjonen til Frøya såpass
anstrengt, at det ikke var mulig å utsette tiltak i nettet lengre. TrønderEnergi Nett har derfor
måttet se bort fra en mulig samordning mellom regionalnett og vindkraftutbygging, og
regionalnett ut til Frøya er nå etablert (hele prosjektet ferdigstilles 2013).
4
1.
Innledning
Dokumentet er basert på ”Veileder for kraftsystemutredninger”, NVE 2-2007 (www.nve.no) [2].
Det formelle grunnlaget i energiloven og energilovforskriften framgår her.
I [2] heter det blant annet:
”Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsrasjonell utbygging av
regional- og sentralnettet hensyntatt aktuelle energibærere for stasjonær
energibruk. Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVEs arbeid
ved behandling av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg.”
Videre har NVE i brev av 17.2.2004 formulert følgende vedtak:
1. TrønderEnergi Nett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for
regionalnettet i Sør-Trøndelag fylke, jfr. Forskrift om energiutredninger § 2. I utredningsområdet inngår også nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av
områdekonsesjonsgrensen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L.
2. Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og
energidirektorat innen 1. mai 2004. Utredningen skal deretter oppdateres hvert år innen
1. mai. Dette er senere (i brev fra NVE 21.4.2006) endret til hvert år innen 1. juni.
Oversikt over områdekonsesjonærene i utredningsområde Sør-Trøndelag er vist i figur 1.1.
Figur 1.1 Områdekonsesjonærene i utredningsområde Sør-Trøndelag
5
2.
Dagens kraftsystem
Tabell 2.1 viser kraftbalansen i Sør-Trøndelag i 2011. Elkem Thamshavn er ikke medregnet i
denne kraftbalansen, da anlegget forsynes direkte fra sentralnettet (Orkdal
transformatorstasjon) via egen linje. Denne kraftsystemutredningen har derfor liten/ingen fokus
på dette uttaket. Elkem Thamshavn har et maksimalt effektuttak på 70 MW, og et energiforbruk
på inntil 560 GWh (forutsatt 8000 h brukstid). Smelteverket har en egenproduksjon fra en
dampturbin på 18 MW, slik at midlere årsforbruk kan settes til ca. 420 GWh.
Tabell 2.1 Kraftbalansen i Sør-Trøndelag i 2011
Energi [GWh]
Effekt [MW]
Forbruk
Produksjon
Balanse
Forbruk
4993
5210
217
955
Produksjon
976
Balanse
21
Det framgår av tabellen at Sør-Trøndelag 2011 i hovedsak lå i balanse både når det gjelder energi
og effekt. Forbruket i 2011 lå for øvrig betydelig lavere enn i rekordåret 2010, j.fr. figur 2.1 og
figur 2.2.
Figur 2.1 og figur 2.2 viser henholdsvis energiforbruket (ikke temperaturkorrigerte) [GWh] og
maksimalbelastningen (ikke temperaturkorrigert) [MW] for perioden 1982 - 2011 i SørTrøndelag.
Maksimalt effektforbruk [MW] i Sør-Trøndelag 1982-2011
Energiforbruket [GWh] i Sør-Trøndelag 1982-2011
1200
6000
Kraftkrevende industri
Kraftkrevende industri
Øvrige Sør-Trøndelag
Øvrige Sør-Trøndelag
Trondheim/Klæbu
1000
4000
Maksimaleffekt [MW]
Energiforbruk [GWh]
5000
3000
Trondheim/Klæbu
800
600
2000
400
1000
200
0
0
År
År
Figur 2.1 Energiforbruket i Sør-Trøndelag 1982 - 2011
Figur 2.2 Maksimallasten i Sør-Trøndelag 1982 - 2011
I den viste perioden har gjennomsnittlig vekst i energiforbruket innenfor alminnelig forsyning
vært 1,0 % pr. år. Dersom kraftintensiv industri også blir medregnet, har gjennomsnittlig økning
også vært 1,0 % pr. år.
Gjennomsnittlig økning for maksimaleffekten innenfor alminnelig forsyning har vært 0,6 % pr. år
for hele perioden. Tilsvarende vekstrate inklusive kraftintensiv industri er 0,4 % pr. år.
I Trondheim utgjør fjernvarme en betydelig andel av stasjonært energiforbruk. Samtidig betyr
utviklingen i fjernvarmeleveringen mye for utviklingen i elektrisitetsforbruket. Statkraft Varme
(som er konsesjonær) baserer forsyningen på avfallsforbrenning, bioenergi, biogass samt
varmepumper, og supplert med olje-, gass- eller elektrokjeler i kuldeperioder. Figur 2.3 viser
6
utviklingen av energileveransen i fjernvarmenettet fra de ulike energibærerne siden oppstartåret
1983 og fram til i dag.
Avfall
Deponigass
Spillvarme
Biobrensel
varmepumpe
El.kjeler
Naturgass ( LNG )
Propan/Butan ( LPG )
Olje
Figur 2.3 Energi levert
temperaturkorrigert)
til
Trondheim
Energis
fjernvarmenett
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
i
Trondheim
(ikke
Maksimallast i fjernvarmenettet var i 2010 på 210 MW (ikke temperaturkorrigert). Med en levert
energimengde på 642 GWh i 2010 gir dette en brukstid på 3100 timer. I fjernvarmenettet i Klæbu
var leveransen i 2010 på 6,0 GWh. 2011 var ett mildt år med både redusert maksimallast og
energiproduksjon. Det forventes fortsatt en betydelig vekst i fjernvarmeleveringen innenfor
dagens dekningsområde for fjernvarme. I tillegg til fortetting innen eksisterende
dekningsområde, vurderes kontinuerlig utvidelser heri nye produksjonssentraler i takt med
forbruksøkningen.
Rundt i kommunene i Sør-Trøndelag forøvrig er det etablert/under planlegging enkelte mindre
fjernvarmeanlegg, j.fr. oversikten i tabell 3.2. Det antas at fjernvarmen i første rekke vil erstatte
eksisterende elkjeler fyrt med olje/uprioritert elektrisitet. De planlagte mindre
fjernvarmeanleggene får dermed liten innvirkning på forbruket av prioritert kraft.
Regionalnettet i TEN-indre (Trondheim) er i stor utstrekning et typisk bynett. Dette består i
vesentlig grad av et maskenett bygd opp med kabelforbindelser. Nettet er derfor lite utsatt for
vær og vind, og ved feil vil det ofte være alternative forsyningsmuligheter. Særegent for TENindre er ellers at kraftverk nær bykjernen direkte tilknyttet regionalnettet, kan produsere en
relativt stor andel av forbruket, ca. 40 % både i effekt og i energi.
Regionalnettet i Sør-Trøndelag forøvrig er i svært stor grad bygd opp av luftlinjer. Det er mange
steder lange avstander og liten og spredt bosetning. Avstanden nord-syd i regionalnettet er over
200 km og øst-vest ca. 150 km. TEN opererer dermed et regionalnett som i hovedsak strekker seg
over hele Sør-Trøndelag, som har et areal på 18 848 km2. Totalt nærmer innbyggertallet i SørTrøndelag seg 300000 innbyggere, men dersom Trondheim holdes utenom, er det bare ca.
120000 innbyggere innenfor det areal som kan regnes som TENs ytre forsyningsområde. Figur 2.4
7
illustrerer at trenden er nedadgående når det gjelder folketallsutviklingen i mange av
kommunene i Midt-Norge. I Sør-Trøndelag gjelder dette 11 av 25 kommuner.
Kommunevis befolkningsutvikling 1999-2012 i Sør-Trøndelag
Tydal
Selbu
Malvik
Klæbu
Skaun
Melhus
Midtre Gauldal
Holtålen
Røros
Orkdal
Meldal
Rennebu
Oppdal
Osen
Roan
Åfjord
Bjugn
Rissa
Agdenes
Ørland
Frøya
Hitra
Snillfjord
Hemne
Trondheim
-20,0
-15,0
-10,0
-5,0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
Figur 2.4 Kommunevis befolkningsendring i perioden 1999 – 2012.
Kilde: SSB
Den spredte bosettingen medfører et behov for lange overføringslinjer og relativt mange
transformatorstasjoner, ofte med beskjedene belastninger. Totalt består regionalnettet i SørTrøndelag av ca. 1300 km luftledninger og ca. 90 km kabler. Videre er samlet installert
transformeringsytelse ned til lastuttaket i distribusjonsnettet ca. 1500 MVA. I tillegg kommer en
samlet transformeringsytelse på ca. 260 MVA som forsyner kraftintensiv industri.
Nettet går gjennom både typiske innlandsstrøk og ute ved en værhard kyst. Likevel oppleves det
relativt sjeldent alvorlige og langvarige feil som kan føres tilbake til klimapåkjenninger. Enkelte
områder er imidlertid utsatt under spesielle snø-, is- og vindforhold. Noen steder vil rasfare også
kunne utgjøre en risiko.
Figur 2.5 og 2.6 viser avbrudd pga. feil i nettet i henholdsvis TEN-indre og TEN-ytre. TEN-indre har
de siste 10 årene hatt et gjennomsnitt på 93 MWh i ikke levert energi (ILE). Gjennomsnittlig ikke
levert energi i TEN-ytre er 123 MWh i siste 10-årspeeriode. Leveringssikkerhet er dermed på godt
over 99,9 % i hele forsyningsområdet.
8
1200
ILE_Distribusjonsnett [MWh]
ILE_Regionalnett [MWh]
1000
ILE [MWh]
800
600
400
200
0
År
Figur 2.5 Årlig ILE pga. feil i nettet i TEN-indre
Figur 2.6 Årlig ILE pga. feil i nettet i TEN-ytre
Figur 2.7 viser alderssammensettingen for kabler, ledninger og transformatorer i regionalnettet i
Sør-Trøndelag. Figuren viser at en betydelig andel av overføringslinjene i Sør-Trøndelag er over
40 år gamle.
9
Figur 2.7 Aldersammensetting for nettkomponenter i regionalnettet utenom Trondheim
10
3.
Framtidig kraftbalanse
Tabell 3.1 viser nye kraftverksprosjekt i Sør-Trøndelag. Det er bare tatt med prosjekt der
konsesjonssøknad minimum er under behandling hos NVE.
Tabell 3.1 Nye kraftverksprosjekt i Sør-Trøndelag
Prosjekt
Midlere årsproduksjon
[GWh]
Installasjon
[MW]
7,5
25
227
270
405
3
10
90,75
100
150
Roan
Storheia
Kvernhusfossen
Øverdal (Grytelva)
Gullbergelva
Rømmesfossen
Svartholsfossen
Grovlia
Trongstadlia
Roksetbekken
Dansefoss
Litleelva
Storårevatnet
Fessedalselva
Osaelva
Region Lundesokna:
Skjenald
Ok-kraftverk
Sagfossen
Sagberget (Vigda)
810
600
7,2
2,4
8,0
4,5
8,0
5,5
10,7
5,6
3,6
4,0
2,8
14,2
13,6
300
220
1,9
0,5
2,7
1,1
2,4
1,3
3,7
1,6
1,0
1,2
0,9
4,1
5,0
Sarepta Energi
SAE Vind
Flenstad Kraft
Privat grunneier
Gullgruva Kraft
5,9
6,5
5,4
10,0
2,9
1,0
0,9
2,1
Salv. & Thams
Resa
Sundli
9,1
5,0
3,3
1,4
Fjellkraft
Messa
Skjerva
3,0
8,2
1,0
3,1
Clemens Kraft
Skjerva Kraft
Region Fosen:
Valsneset
Bessakerfjellet II
Harbaksfjellet
Kvenndalsfjellet
Sørmarkfjellet
Sannsynlig
utbygger
Kommune
Anmerkning
VIVA AS
TEK
Sarepta Energi
SAE Vind
Sarepta Energi
Bjugn
Roan
Åfjord
Åfjord
Osen (S-T) og
Flatanger (N-T)
Roan
Bjugn og Åfjord
Åfjord
Roan
Åfjord
Åfjord
Åfjord
Åfjord
Åfjord
Rissa
Rissa
Rissa
Rissa
Rissa
Rissa
Testst. vindkraft
Vindkraftverk (utvidelse)
Vindkraftverk
Vindkraftverk
Vindkraftverk
Orkdal
Orkdal
Orkdal/Meldal
Melhus/Skaun
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Meldal
Orkdal
Småkraft
Småkraft
Meldal
Meldal
Småkraft
Småkraft
TEK
TEK
Småkraft
Fjellkraft
Fjellkraft
Fjellkraft
Fjellkraft
Osaelva Kraft
?
Privat grunneier
TEK/
Salv. & Thams
Jamtåsbekken
vasskraftlag
11
Vindkraftverk
Vindkraftverk
Småkraft
Småkraft
Småkraft. Konsesjon påklaget.
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Tabell 3.1, fortsetter Nye kraftverksprosjekt i Sør-Trøndelag
Prosjekt
Midlere årsproduksjon
[GWh]
Installasjon
[MW]
Sannsynlig
utbygger
Kommune
Anmerkning
150
180
725
Inntil 60
75
290
TEK/NTE
SAE Vind
SAE Vind og
TEK
(dobbeltmeldt)
Zephyr
SAE Vind og
Zephyr
(dobbeltmeldt)
SAE Vind
Kårøyan Kraft
Lenseelva Kraft
Fjellkraft
Privat grunneier
Fjellkraft
Fjellkraft
Fjellkraft
Privat grunneier
Elvekraft
Frøya
Hitra
Snillfjord
Vindkraftverk
Vindkraftverk (utvidelse)
Vindkraftverk
Remmafjellet
Geitfjellet
325
450
130
180
Snillfjord
Snillfjord
Vindkraftverk
Vindkraftverk
Heimsfjellet
Storfossen
Leneselva
Fjelna
Venna
Fagerdalen
Øvre Skorilla
Nedre Skorilla
Langtjønna
Snilldalselva
Region Driva:
Storfallet (Vindøla)
Gisnafallet
Langvella-overf.
Svorunden
Region KVO:
Kløftbrua
Region Nea:
Litj-Hena
225
3,7
9,7
20,3
9,8
5,3
6,7
5,3
0,7
4,3
90
1,1
1,7
4,9
2.8
2,2
2,0
2,0
2,2
1,7
Hemne
Hemne
Hemne
Hemne
Snillfjord
Snillfjord
Snillfjord
Snillfjord
Snillfjord
Snillfjord
Vindkraftverk
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
10,3
8,1
21
9,9
3,7
3
3,2
TEK
Gisnafallet Kraft
KVO
Norsk Grønnkraft
Oppdal
Oppdal
Oppdal
Oppdal
Småkraft. Avslag påklaget.
Småkraft
Overføring. Vurderes vernet.
Småkraft
16,8
5,0
Kløftbrua Kraft
Rennebu
Småkraft
13
4,8
Tydal
Småkraft
Hynna
11,5
3,5
Opplysningsvesenets
Fond
Opplysningsvesenets
Fond
Tydal
Småkraft
Prestfossen
Usma
Grøna
Mølnåa
Sternesbekken
Lødølja
Ramsjøelva
Trondheim/Klæbu:
Tangvella
Rangåa
Brunga
19,5
29,2
11,8
3,0
9,0
14,9
3,34
5,4
9,9
3,3
1,1
2,8
4,77
1,2
Statkraft
TEK
Småkraft
SEV
Statkraft
Fjellkraft
Fjellkraft
Selbu
Selbu
Tydal
Selbu
Selbu
Tydal
Tydal
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Småkraft
22,1
4,9
8,3
8,7
1,6
3,1
SEV
Småkraft
Småkraft
Klæbu
Klæbu
Klæbu
Småkraft
Småkraft
Småkraft
Region Hemne:
Frøya
Hitra 2
EPS:
Engvikfjellet, Pållifjellet,
Svarthammaren
TEK har rettskraftig konsesjon for å utvide ytelsen i Bessakerfjellet vindkraftverk
(Skomakerfjellet) med 10 MW.
Harbaksfjellet vindkraftverk (Sarepta Energi) har rettskraftig konsesjon, men har p.t. ikke ledig
nettkapasitet.
12
Følgende prosjekter for ny krafttilgang regnes som sannsynlige for realisering (tidspunkt er også
sannsynlig – ikke fast), j.fr. tabell 3.1:
2012 – 2016:
Vindkraftverk på Fosen eks. Sørmarkfjellet (ligger stort sett i Nord-Trøndelag):
Midlere årsproduksjon = 1940 GWh og maks. effekt = 724 MW.
Flere små kraftverk: småkraft i kommunene Meldal, Hemne, Snillfjord, Klæbu, Selbu og
Tydal
Total midlere årsprod. = 236,6 GWh og samlet maks. effekt = 78,2 MW.
2017 – 2020:
Vindparker sør for Trondheimsfjorden inkl.. Frøya:
Midlere årsproduksjon = 2055 GWh og maks. effekt = 825 MW. Tallene er tilnærmet da
flere av prosjektene er dobbeltmeldt.
Flere små kraftverk: småkraft på Fosen, samt øvrige prosjekt i tabell 4.1 som ikke er tatt
med ovenfor.
Total midlere årsprod. = 191,7 GWh og samlet maks. effekt = 51,1 MW.
2021 – 2027: Ingen kjente prosjekt.
Det er imidlertid f.eks. under planlegging flere vindkraftprosjekt i indre Sør-Trøndelag.
Prosjektene har p.t. ikke kommet langt nok til at de tas med her.
Figur 3.1 viser lokaliseringen av vindparkene som er omtalt ovenfor.
13
Vindkraftverk nord for Trondheimsfjorden Kilde: NVE (www.nve.no)
Vindkraftverk sør for Trondheimsfjorden Kilde: KS for Remmafjellet vindkraftverk, Zephyr AS. 2010.
Merk at planleggingen av Vargheia vindkraftverk er stanset.
Figur 3.1 Lokalisering av planlagte vindparker på Fosen og i Snillfjord-området, status 2010
14
Tabell 3.2 gir en kommunevis oversikt over aktuelle prosjekt når det gjelder produksjon av
fornybar energi (potensialet for små kraftverk samt fjernvarmeprosjekter). Tabellen viser også
kommunevise prognoser for antatt utvikling for totalt energiforbruk.
Tabell 3.2 Aktuelle prosjekt for produksjon av fornybar energi samt kommunevise energiprognoser
Kommune
Agdenes
Energiprognose
[%/år]
2012 – 2027: 0,5
Bjugn
2012 – 2027: 0,5
Frøya
2012 – 2027: 1,0
Hemne
2012 – 2027: 0,5
Hitra
2012 – 2027: 1,0
Holtålen
2012 – 2027: 0,5
Klæbu
2012 – 2027: 1,5
Malvik
2012 – 2027: 1,5
Meldal
2012 – 2027: 0,5
Melhus
2012 – 2027: 1,5
Midtre
Gauldal
Oppdal
2012 – 2027: 1,0
Alternativ produksjon
1)
Merknader
Potensial små kr.verk :
9,5 GWh/2,3 MW
Potensial små kr.verk:
1,5 GWh/0,4 MW.
Fjernvarmeanlegg:
3,9 GWh/2,0 MW
Potensial små kr.verk:
0 GWh/0 MW
Potensial små kr.verk:
90,4 GWh/23,9 MW
Fjernvarmeanlegg:
1,8 GWh/2,8 MW
Potensial små kr.verk:
1,3 GWh/0,3 MW
Potensial små kr.verk:
0 GWh/0 MW
Potensial små kr.verk:
21,4 GWh/5,2 MW
Potensial små kr.verk:
30,7 GWh/7,9 MW
Potensial små kr.verk:
102,1 GWh/25,2 MW
Potensial små kr.verk:
0 GWh/0 MW
Potensial små kr.verk:
0 GWh/0 MW
Ingen konkrete planer for
fjernvarmeanlegg.
2012 – 2027: 1,0
Potensial små kr.verk:
99,1 GWh/25,4 MW
Orkdal
2012 – 2027: 1,5
Potensial små kr.verk:
24,5 GWh/6,0 MW
Osen
2012 – 2027: 0,5
Rennebu
2012 – 2027: 0,5
Rissa
2012 – 2027: 0,5
Roan
2012 – 2027: 0,5
Røros
2012 – 2027: 0,5
Potensial små kr.verk:
0,7 GWh/0,2 MW
Potensial små kr.verk:
59,5 GWh/15,8 MW
Nærvarmeanlegg: 1,5 GWh
Potensial små kr.verk:
67,1 GWh/17,1 MW
Fjernvarmeanlegg:
2 GWh/1,0 MW
Potensial små kr.verk:
19,9 GWh/4,9 MW
Potensial små kr.verk:
16,2 GWh/3,3 MW
Fjernvarmeanlegg:
8,6 GWh/4,5 MW
Fjernvarmeanlegg i sentrumsområdet utredet (13,6 MW; 25,8
GWh).
Fjernvarmeanlegg basert på
spillvarme, biobrensel og gass etablert
(2 MW; 12 GWh).
Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg.
Nærvarmeanlegg (spillvarme fra Tine
Midt-Norge) i drift, men kapasiteten
bare delvis utnyttet.
Biobrenselfyrt fjernvarmeanlegg i
sentrumsområdet i drift (1,0 MW; 2
GWh).
15
Varmepumpebasert (sjøvann)
fjernvarmeanlegg idriftsatt november
2005 i Botngård.
Fjernvarmeanlegg under utredning.
Lian trevarefabrikk har etablert
fjernvarmeanlegg basert på flisfyring.
Utvidelse vurderes (2,5 MW; 4,2
GWh).
Fjernvarmeanlegg i Fillan under
vurdering..
Ingen konkrete planer for
fjernvarmeanlegg.
Det forventes en større %-vis vekst i
fjernvarmeleveringen enn i elforbruket
Fjernvarmeanlegg Svebergmarka
utredet (1,5+1,7 MW; 6,9 GWh).
Ingen konkrete planer for
fjernvarmeanlegg.
Fjernvarmeanlegg i Melhus utredet
(2,1 MW; 3,7 GWh).
Ingen konkrete planer for
fjernvarmeanlegg.
Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg.
To fjernvarmeanlegg er i drift (Røros
Øst og Røros Vest). Utvidelse med 0,99
MW idriftsatt desember 2011.
Tabell 3.2, fortsetter Aktuelle prosjekt for produksjon av fornybar energi samt kommunevise energiprognoser
Kommune
Selbu
Energiprognose
[%/år]
2012 – 2027: 0,5
Skaun
2012 – 2027: 1,5
Snillfjord
2012 – 2027: 0,5
Trondheim
2012 – 2027: 1,5
Tydal
2012 – 2027: 0,5
Ørland
2012 – 2027: 0,5
Alternativ produksjon
Merknader
Potensial små kr.verk:
46,0 GWh/11,5 MW
Potensial små kr.verk:
13,1 GWh/3,7 MW
Flere nærvarmeanlegg satt i drift (5700
kW, ca. 16,5 GWh)
Fjernvarmeanlegg med
varmepumpesentral i Børsa under
vurdering (1,6 MW; 2,4 GWh).
Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg.
Det forventes en større %-vis vekst i
fjernvarmeleveringen enn i elforbruket
Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg.
Fjernvarmeanlegg med varmepumpesentral etablert i Brekstad (2,4 MW;
5,2 GWh).
Fjernvarmeanlegg i sentrumsområdet utredes (0,6 MW; 1,4 GWh).
Potensial små kr.verk:
73,1 GWh/17,9 MW
Potensial små kr.verk:
1,7 GWh/0,4 MW
Potensial små kr.verk:
64,7 GWh/15,8 MW
Potensial små kr.verk:
0 GWh/0 MW
Potensial små kr.verk:
97,0 GWh/24,1 MW
1)
Potensial små kraftverk (omfatter ikke vernede vassdrag): Kilde NVE.
Åfjord
2012 – 2027: 0,5
Prognosene for utviklingen når det gjelder elektrisitetsforbruket er satt til:
TEN-indre (Trondheim og Klæbu):
o Energiforbruk
2012 – 2027: 0,7 % pr. år
o Effektforbruk
2012 – 2027: 0,9 % pr. år
Øvrige Sør-Trøndelag:
o Energiforbruk
2012 – 2027: 0,9 % pr. år
o Effektforbruk
2012 – 2027: 1,0 % pr. år
Figur 3.2 og figur 3.3 presenterer økningen i henholdsvis energi- og effektforbruket i TEN-indre,
og figur 3.4 og figur 3.5 viser tilsvarende forbruksøkning i Sør-Trøndelag forøvrig.
Figur 3.2 Energiprognosen i TEN-indre
Figur 3.3 Effektprognosen i TEN-indre
16
Effektprognose for Sør-Trøndelag forøvrig [MW]
Energiprognose for Sør-Trøndelag forøvrig [GWh]
520
2200
500
Reg. forbruk
Prognoser
Lineær (Reg. forbruk)
Maks. effektforbruk [MW]
2100
Forbruk [GWh]
2000
1900
1800
1700
1600
1500
480
460
Reg. forbruk
Prognoser
Lineær (Reg. forbruk)
440
420
400
380
360
340
320
300
1400
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
280
År
År
Figur 3.4 Energiprognosen i Sør-Trøndelag forøvrig
Figur 3.5 Effektprognosen i Sør-Trøndelag forøvrig
Tabell 3.3 viser maksimalforbruket i smelteverkene i fylket og utvidelsesplaner i løpet av analyseperioden. Tallene er innhentet fra hvert enkelt selskap. Utredningsansvarlig ønsker i denne
sammenheng å påpeke følgende i tilknytning til de skisserte utvidelsesplanene:
Det er vel kjent at Midt-Norge (dvs. fylkene Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag og NordTrøndelag) samlet har en betydelig negativ kraftbalanse. Forsyningssituasjonen har
derfor vinterstid i flere perioder vært svært anstrengt. Dette har til tider gitt meget høye
timepriser for kraft i spotmarkedet. Pga. den bekymringsfulle forsyningssituasjonen, vil
Statnett, inntil sentralnettet inn mot Midt-Norge er forsterket gjennom ny 420 kV ledning
Ørskog – Fardal, kunne ha innsigelser mot etablering av nytt større uttak. Eventuelle
utvidelsesplaner i KII, vil bli vurdert fra prosjekt til prosjekt. KII må med andre ord gå i
dialog med systemoperatør så tidlig som overhode mulig, dersom man ønsker å
gjennomføre større utvidelser eller etablere ny virksomhet.
I 2011 var forbruket til KII i Sør-Trøndelag (Washington Mills, Holla Metall og Lilleby Metall) 825
GWh, med et maksimalt effektuttak på 103,5 MW. Merk at Elkem Thamshavn her er holdt
utenfor. Smelteverket har direkte uttak fra sentralnettet i Orkdal transformatorstasjon via egen
132 kV ledning. Denne kraftsystemutredningen har derfor liten/ingen fokus på dette uttaket.
Elkem Thamshavn har et maksimalt effektuttak på 70 MW, og et energiforbruk på inntil 560 GWh
(forutsatt 8000 h brukstid). Smelteverket har en egenproduksjon fra en dampturbin på 18 MW,
slik at midlere årsforbruk kan settes til ca. 420 GWh. Thamshavn har planer for økt energigjenvinning, slik at forbruket framover snarere vil gå ned enn øke.
17
Anlegg
Mak. effekt [MW]
Energiforbruk [GWh] Utvidelsesplaner
(ved 8000 h)
Holla Metall
Ovnslast: 12,5 + 13,8 + 17,9 + 33 = 77,2. Hjelpekraft = ca. 9 MW.
Totalt = 86,0 MW.
688
Sunergy
P.t. 0 MW. Inntil 30 - 60 MW.
240
Lilleby Metall
Elkem Thamshavn
0
25+45 = 70
0
560
Washington Mills
18 MW (ovner) + 15 MW (prosess) = 33 MW
I senere tid har kapasiteten ikke vært utnyttet fullt ut, og
lasten har vært begrenset til prosessdelen:
dvs. 10 - 15 MW
264
Økning inntil 120 MW, dvs. med 34 MW.
Tidsperspektiv: Det har vært stille om prosjektet i senere tid.
Antas tidligst medio 2015.
Ingen videre planer er kunngjort.
Tidsperspektiv: Det er vedtatt forlenget prøveproduksjon til
sommeren 2013.
Eventuell oppstart kan tidligst forventes ultimo 2015.
P.t. prøvedrift for silisiumproduksjon, etter planen til juni 2013.
Nytt energigjenvinningsanlegg:
2 kjeler + nytt dampturbinanlegg i løpet av 2011.
Ingen kjente, videre utvidelsesplaner.
Andre merknader
Fra juli 2010 ny eier: Wacker Chemie AG
Nytt anlegg på Grønnøra, Orkanger for produksjon av silisium av solcellekvalitet.
Evonik Solar Norge, som er et datterselskap av det tyske kjemikonsernet Evonik Industries AG, har overtatt
Sunergy-prosjektet.
Smelteverket på Lilleby i Trondheim er ikke i drift, og området vil på sikt bli solgt med tanke på eiendomsutvikling.
Produserer i dag 14 MWel/115 GWh/år. Dette øker til ca. 180 GWh/år i det nye anlegget.
Elkem Thamshavn har forøvrig forsyning via egen 132 kV ledning direkte fra Orkdal transformatorstasjon. Vi har
derfor ingen fokus på dette uttaket i regional kraftsystemutredning, da anlegget altså bare er i inngrep med
sentralnettet.
Elkem er solgt til China National Bluestar Group Co.
Washington Mills har overfor TEN antydet at ovnslasten er faset ut
på permanent basis. Dermed gjenstår prosessdelen for behandling
av crude (som skipes inn).
80 - 120
Tabell 3.3 Maksimalforbruk og utvidelsesplaner i kraftintensiv industri (KII) i Sør-Trøndelag 2012 – 2027
Figur 3.6 viser prognosert energibalanse i Sør-Trøndelag for perioden 2012 - 2027.
Energibalansen i Sør-Trøndelag [GWh]
12000
10000
8000
Energi [GWh
6000
4000
2000
0
Midlere årsproduksjon vindkraft
-2000
2012
2017
2022
2027
Midlere årsproduksjon vannkraft
Kraftintensiv industri
-4000
Alminnelig forsyning, øvrige Sør-Trøndelag
Alminnelig forsyning, TEN-indre
-6000
Balanse med vindkraft
Balanse uten vindkraft
-8000
År
Figur 3.6 Prognosert energibalanse [GWh] i Sør-Trøndelag
Dersom vindkraft holdes utenfor, vil energiunderskuddet i Sør-Trøndelag øke fra ca. 360 GWh i
2012 til ca. 1240 GWh i 2027. Denne underbalansen må på en eller annen måte dekkes opp. I
region Midt-Norge, kan p.t. verken Nord-Trøndelag eller Møre- og Romsdal (begge underskuddsområder) bidra til å dekke opp underbalansen i fylket. Derfor må underskuddet i Sør-Trøndelag
balanseres ut på annet vis. Dette kan skje gjennom enten å etablere ny produksjonskapasitet i
fylket, tilføre kraft via sentralnettet fra overskuddsområder andre steder i landet eller importere
kraft fra utlandet (også transportert via sentralnettet). Det er avgjørende at ny 420 kV ledning
Ørskog – Fardal kan komme i drift så snart som mulig, da forbindelsen er helt sentral når det
gjelder å bedre forsyningssituasjonen i Midt-Norge. Dessverre kan ledningen tidligst komme i
drift ultimo 2015.
Tidligere i rapporten er vindparkplanene i Sør-Trøndelag omtalt. Som figuren ovenfor viser, vil
produksjon fra vindkraftverkene kunne bedre energibalansen betraktelig, slik at det i 2027 blir en
positiv balanse på i overkantkant av 3000 GWh. I balansen er ikke Sørmarkfjellet vindkraftverk
(lokalisert stort sett i Nord-Trøndelag) medregnet. All overskuddsproduksjon må transporteres ut
av fylket, og mesteparten av overskuddet vil ta veien via sentralnettet.
Det er noen få fjernvarmeanlegg som konkret er under planlegging i fylket, j.fr. tabell 2.1
(kapittel 2.3) for beregnet produksjonskapasitet. Det antas at fjernvarmen i første rekke vil
erstatte eksisterende elkjeler fyrt med olje/uprioritert elektrisitet. De planlagte mindre
fjernvarmeanleggene får dermed marginal innvirkning på forbruket av prioritert kraft.
Figur 3.7 viser prognosert fastkraft effektbalanse i Sør-Trøndelag for perioden 2012 - 2027.
Typisk vinterproduksjon er forutsatt lik 0,3·Pinst i vindkraftverkene. Når det gjelder vindkraftverk,
er det imidlertid viktig å ta i betraktning at det på kalde vinterdager, når belastningen ligger på
maksimalverdier, ofte er lite vind og følgelig lav/ingen produksjon.
Effektbalansen i Sør-Trøndelag [MW]
2000
1500
Effekt [MW]
1000
500
0
-500
2012
2017
2022
2027
Typisk vinterproduksjon vindkraft
Typisk vinterproduksjon vannkraft
-1000
Kraftintensiv industri
Alminnelig forsyning, øvrige Sør-Trøndelag
Alminnelig forsyning, TEN-indre
-1500
Balanse med vindkraft
Balanse uten vindkraft
-2000
År
Figur 3.7 Prognosert effektbalanse [MW] i Sør-Trøndelag
Av figuren går det fram at det vil være et effektunderskudd i Sør-Trøndelag i hele analyseperioden uten vindkraft, mens det med vindkraft etter hvert blir effektoverskudd.
Effektunderskuddet øker fra i underkant av 200 MW i 2011 til vel 370 MW i 2027 uten vindkraftproduksjon. Produksjon fra vindkraftverkene bedre effektbalansen betydelig, slik at det blir ca.
180 MW effektoverskudd i 2027.
20
4.
Framtidige overføingsforhold
I utredningen beskrives framtidige overføringsforhold for to ulike alternativer. Samtidig gjøres
det rede for områdets viktigste drivere/faktorer, og hvilken betydning disse har for overføringsforholdene.
Regionalnettet i Trondheimsområdet (kommunene Trondheim og Klæbu) forsyner hovedsakelig
et byområde. Trondheim kommune har stor fokus på at det skal stilles krav om vannbåren
oppvarming i nye bygg – noe som tilsier lavere vekst i elforbruket enn ellers.
Usikkerheten vedrørende nettutvikling og struktur knytter seg først og fremst til behovet for
kabling av 66 kV linjer og til flytting av kabler. Behovet for å utvikle byområder legger også
føringer for fornying av transformatorstasjoner.
I nettanalyser er det viktig å utfordre de konklusjonene som trekkes i hovedscenarioet. Her vil
hovedscenarioet være basert på forventet vekst i effektforbruket og samtidig ta hensyn til kjente
og vedtatte krav til endringer av kraftsystemet (kabelomlegginger, fornyelser, osv.). Alternative
scenarioer vil være lav vekst eller høy vekst og/eller mulige krav til endringer av kraftsystemet.
For ikke å komplisere bildet unødig ser vi i slike alternative scenarioer inntil 10 år fram i tid (altså
ikke hele analyseperioden på 15 år).
Hovedscenario:
Vekst i effekt lik det vi i kap. 4.2.1 har konkludert med som mest sannsynlig; 0,9 %
p.a. Kjente endringer av andre årsaker enn vekst i forbruket.
Alternativt scenario vil være mulige kombinasjoner av:
Høy vekst i effektforbruk: 1,5 % p.a.
Lav vekst: 0 % p.a.
Mulige andre ikke vedtatte krav til endringer av kraftsystemet
I Sør-Trøndelag for øvrig skiller to drivere/faktorer seg klart ut når det gjelder momenter som vil
påvirke regionalnettsutviklingen:
1. takten og omfanget av utbygginger av vindkraftverk
2. systemløsningen som blir valgt for sentralnettet, alternativ og tidsskjema
Driver 1 og driver 2 henger forøvrig tett sammen. Valg av systemløsning i sentralnettet er for en
stor del styrt av vindkraftutbyggingene. Situasjonen kan også beskrives omvendt, dvs. vindkraftutbyggingene er avhengige av at det er et sentralnett tilgjengelig.
En tredje driver som ofte vil påvirke systemløsninger i regionalnettet er belastningsutviklingen,
j.fr. Trondheim. I Sør-Trøndelag ellers vil netteutviklingen bare unntaksvis være påvirket av
denne faktoren. I regionen er, som tidligere beskrevet, nettstrukturen preget av lange avstander,
spredt bosetting og relativt begrensede lastuttak i stasjonene. De topologiske forholdene er det
lite å gjøre ved. Planene til KII kan likevel påvirke nettutviklingen i enkelte områder.
21
22 kV distribusjonsnettet er også mange steder preget av lange avstander, og dette kan påvirke
spenningskvaliteten gjennom betydelige spenningsfall. Enkelte steder er det derfor blitt etablert
nytt 66/22 kV transformeringspunkt. Eksempel på dette er på Frøya.
Til en viss grad kan også planer for ny småkraftutbygging influere på utviklingen av
regionalnettet.
I utredningen får de to scenarioene som følger av de ovenfornevnte drivere følgende navn:
1. ”Business as usual”, Scenario BU: Beskjeden utbygging av vindkraftverk og følgelig ingen
utbygging av sentralnettet på Fosen og videre mot Orkdal/Trollheim.
2. ”Full throttle”, Scenario FT: Omfattende vindkraftutbygginger på Fosen og i
Snillfjordområdet. Bygging av ny 420 kV-ledning i ytre trasé (over Fosen) gjennom SørTrøndelag, og etablering av flere 420/132 kV transformeringssteder på denne ledningen.
Scenario 2 vurderes som mest sannsynlig, ikke minst pga. av at et felles sertifikatmarked med
Sverige nå omsider er på plass. Dette gir insentiver til å bygge ut ny, «grønn»
produksjonskapasitet. Imidlertid går det uforholdsmessig lang tid før nye prosjekt realiseres.
Dette har i noen henseender skapt problemer for TEN. Ønskede nettforsterkninger har blitt
utsatt/lagt på is i påvente av en avklaring rundt kraftprosjektene, for å unngå feilinvesteringer i
regionalnettet. Dette har resultert i reduserte driftsmarginene og høyere nettap. Innimellom har
TEN måttet iverksette provisoriske tiltak, for å redusere disse ulempene mest mulig. Eksempel på
dette har vært forsyningen til Frøya de siste 5 - 6 årene. Her har man, så langt som mulig,
forsterket/omstrukturert distribusjonsnettet. Imidlertid ble til slutt «strikken tøyd så langt» at
tidligere planer om å videreføre regionalnettet til Frøya måtte gjennomføres.
Trondheimsområdet:
Forsyningssituasjonen er god både med hensyn på transformering fra sentralnettet og
overføringskapasiteten i regionalnettet. Med sannsynlig prognose synes det ikke å være
nødvendig med flere transformeringspunkter fra sentralnettet enn dagens to (Strinda og Klæbu).
For de vestlige bydeler i Trondheim er det imidlertid ved feil på en luftlinje i ekstrem høylast,
muligheter for at ikke all last blir dekket opp selv etter omkoblinger i nettet. På grunn av liten
sannsynlighet og lite berørt last, representerer dette foreløpig lave avbruddskostnader. Etter
hvert som belastningen øker, vil imidlertid også berørt last øke, og på et tidspunkt vil det derfor
være optimalt å forsterke regionalnettet.
Etter at nye Leirfossen kraftverk ble satt i drift høsten 2008, vil det i gitte situasjoner kunne
oppstå problemer med innestengt effekt. Planlagt nytt Svean kraftverk vil forsterke disse
problemene. Dette skyldes "trang" overføringskapasitet i nettet i området, men det arbeides
med å finne gode løsninger på problemet i dialog med kraftprodusenten.
Utover i analyseperioden blir det nødvendig å vurdere ny eller forsterket innmating til Trondheim
– Øst, samt vurdere ny innmating til Byåsenområdet.
22
Sør-Trøndelag forøvrig:
For å gjøre beskrivelsen av framtidige nettmessige forhold i Sør-Trøndelag forøvrig mer
oversiktlig, er forsyningsområdet delt inn i 7 regioner:
1. Region Fosen
2. Region Lundesokna
3. Region Hemne
4. Region Driva
5. Region KVO
6. Region Nea
7. Region Røros
Region Fosen
Ledningen Straum – Bratli ble idriftsatt 1.7.2005. Innmatingen sikrer forsyningssituasjonen på
Fosen etter kabelhavariet Agdenes – Fevåg i 2002. Nettstudier konkluderer dessuten med at
eksisterende ledning Straum – Hubakken – Mørre – Stoen (fram til Øyan) må oppgraderes.
Beregningene viser at ledningen Straum - Stoen ideelt sett burde vært forsterket raskest mulig i
Scenario BU. Imidlertid er nettforsterkningen inntil videre lagt på is i påvente av en avklaring
rundt vindkraftprosjekter/sentralnettsutbygging på Fosen (Scenario FT).
TEK satte høsten 2006 i drift sin vindpark på Valsneset i Bjugn kommune. Den er etablert i
tilknytning til teststasjonen til VIVA AS. Effektinstallasjonen i parken er 11,5 MW. Energiproduksjonen er beregnet til ca. 35 GWh/år, og produksjonen mates inn til ny Bjugn
transformatorstasjon. Byggetrinn 2 i prosjektet blir etablering av ny ledning fra Utheim til Bjugn.
Denne forbindelsen er for tiden under bygging, og vil bli ferdigstilt inneværende år.
Lengre nord, på Bessakerfjellet i Roan kommune, har TEK i løpet av høsten 2008 fullført begge
byggetrinn av Bessakerfjellet vindkraftverk. Samlet installasjon i parken er 57,5 MW, og beregnet
energiproduksjon er på ca. 144 GWh. TEK er nå også meddelt konsesjon for å utvide
installasjonen i parken med 10 MW (Skomakerfjellet). Da mye av produksjonen i Bessakerfjellet
vindkraftverk mates inn i NTEs regionalnett, medfører utvidelsen behov for forsterkninger i dette
nettet:
ny kabel ved Namsos flyplass
mulig temperaturoppgradering av deler av forbindelsen Bratli – Namsos
behov for reaktiv ytelse i Brattli transformatorstasjon, da det flyter reaktiv effekt fra
Bratli mot Straum. Den reaktive effekten må selvsagt komme et sted fra, bl.a. gjennom
regionalnettet til NTE (beslaglegger nettkapasitet og gir økte nettap)
På Fosen planlegges som nevnt flere vindparker, j.fr. figur 3.1:
1. Sarepta Energi er meddelt konsesjon for et vindkraftverk på Harbakfjellet i Åfjord
kommune. Maksimal produksjon blir inntil 91 MW. Vindkraftverket er tenkt tilkoblet
regionalnettet i Hubakken via egen ledning. Det er ikke ledig overføringskapasitet i
eksisterende regionalnett, slik at konsesjon for full utbygging er gitt under betingelse av at
det blir etablert et nett som har tilstrekkelig kapasitet.
2. I samme område er SAE Vind meddelt konsesjon for et vindkraftverk på Kvenndalsfjellet
(også Åfjord kommune), med beregnet maksimalproduksjon på inntil 100 MW.
23
3. Noe lengre sør, i Åfjord og Bjugn kommuner, er SAE Vind meddelt konsesjon for Storheia
vindkraftverk med en effektinstallasjon på inntil 220 MW.
4. Sarepta Energi er meddelt konsesjon for Roan vindkraftverk (inntil 300 MW) i Roan
kommune.
5. Sarepta Energi er også meddelt konsesjon for Sørmarkfjellet vindkraftverk som ligger i
Flatanger kommune (Nord-Trøndelag) samt et lite område i Osen kommune (SørTrøndelag). Maksimalproduksjon er beregnet til 150 MW.
Konsesjonsvedtaket for vindkraftverkene (bortsett fra Harbakfjellet) er anket, og ankesaken
ligger p.t. til behandling hos OED.
Alle de ovenfor nevnte vindkraftprosjektene (unntatt Bessakerfjellet) er avhengig av at det
etableres sentralnett på Fosen, dvs. en nettutvikling i henhold til Scenario FT.
TEN har sammen med Statnett og vindkraftaktørene vært aktiv når det gjelder
vurderinger/utredninger av de nettmessige konsekvensene av alle vindkraftplanene, og status
for arbeidet med å finne løsninger for nettilknytning av vindkraftverkene bl.a. på Fosen er pr. i
dag:
1. Konsesjonssøknad for ”Samordnet nettilknytning av vindkraftverk sør for Roan”
Sarepta, SAE Vind og TrønderEnergi Nett. Mars 2008. Samordnet nettilknytning er
meddelt konsesjon, men vedtaket er under ankebehandling.
2. Konsesjonssøknad for 300 (420 kV) ledning Namsos – Roan. Statnett. November 2007.
Ledningen Namsos – Roan er meddelt konsesjon, men vedtaket er under ankebehandling.
3. Konsesjonssøknad for ”420 kV ledning Roan – Storheia”. Statnett. Mai 2009. Ledningen
Roan – Storheia er meddelt konsesjon, men vedtaket er under ankebehandling.
4. Konsesjonssøknad for ”420 kV ledning Storheia – Orkdal/Trollheim”. Mai 2010.
Ny 420 kV forbindelse Namsos – Roan - Storheia kan trolig tidligst stå ferdig 2015/2016, og først
da vil flere av vindkraftplanene kunne realiseres. Statnett har presentert grenser for utbygging av
ny produksjon som følge av forsterket sentralnett, j.fr. i denne sammenheng
”Kraftsystemutredningen for sentralnettet” [3]. Nedenfor tar vi med avsnittene i
”Nettutviklingsplan for sentralnettet” [3], der overføringsgrensene også omtales:
For å legge til rette for vindkraftproduksjon på Fosen planlegger Statnett å bygge en ny
420 kV ledning fra Namsos via Roan til Storheia. Med dette tiltaket kan det tas inn
anslagsvis 800 MW vindkraft fra Fosen til Namsos. Omfanget begrenses da av
kapasiteten i sentralnettet sørover fra Namsos.
For å legge til rette for ny vindkraft i Snillfjordområdet og samtidig muliggjøre et større
omfang vindkraft på Fosen, planlegger Statnett en videreføring av 420 kV ledningen fra
Storheia videre sørover over Trondheimsfjorden via Snillfjord til Trollheim og/eller
Orkdal. Det vurderes som aktuelt å starte med utbygging av radielle løsninger til Fosen
og Snillfjord, for deretter å knytte forbindelsene sammen over Trondheimsfjorden. Med
radiell nettløsning fra Trollheim/ Orkdal til Snillfjord og forutsatt produksjonsfrakobling
ved feil i nettet, vil det være mulig å ta inn inntil 1200 MW vindkraft fra Snillfjordområdet. En sentral forutsetning for å ta inn særlig ny kraftproduksjon inn mot Orkdal
eller Trollheim er imidlertid at 300 kV ledningen mellom Klæbu og Aura er oppgradert til
24
420 kV, som et minimum sør for tilkoblingspunktet. En ytre gjennomgående 420-kV
forbindelse vil sammen med planlagt spenningsoppgradering mellom Namsos og Klæbu
og videre til Aura/Viklandet, gi to parallelle 420 kV ledninger og dermed et sterkt nett
gjennom Midt-Norge. Dette vil gi rom for 2000-3000 MW vindkraft i området, avhengig
av løsning. Det vil imidlertid oppstå behov for økt overføringskapasitet sørover fra MidtNorge ved omkring 1600 MW vindkraft på Fosen og i Snillfjordområdet, dog avhengig av
omfanget øvrig ny kraftproduksjon i Midt- og Nord-Norge.
Det er utfordringer knyttet til rekkefølgen av utbyggingen av nettforsterkningene for å
legge til rette for ny vindkraftproduksjon i Midt-Norge. Før den gjennomgående
ledningen over Fosen kan knyttes til i Orkdal eller Trollheim, må 300 kV ledningen
mellom Klæbu og Aura (minimum sør for tilkoblingspunktet) være oppgradert til 420 kV.
Ledningen kan ikke tas ut for oppgradering før Ørskog-Fardal er i drift. Forsinkelser av
Ørskog-Fardal vil dermed også forsinke utbyggingen av nett for vindkraft og dermed
vindkraftutbyggingen i Midt-Norge.
Som nevnt ovenfor, sendte Statkraft, Sarepta Energi og TEN i fellesskap ”Konsesjonssøknad
m./forslag til utredningsprogram for samordnet nettilknytning av vindkraftverk sør for Roan” i
mars 2008. De fire vindkraftverkene er Harbaksfjellet, Kvenndalsfjellet, Storheia og Roan. I
søknaden beskrives samlet de aktuelle alternativer for nettilknytning av vindparker samt
ombygging av regionalnettet, uavhengig av aktør. TEN er formell konsesjonssøker, og er meddelt
konsesjon (ikke rettskraftig), for følgende anlegg:
1. Ny ledning Hubakken – Storheia transformatorstasjon
2. Ny ledning Straum – Roan transformatorstasjon
3. Utvidelse av Hubakken transformatorstasjon
4. Utvidelse av Straum transformatorstasjon
5. Etablering av nytt koblingsanlegg (på Spannklumpen) i planområdet til Roan vindpark.
Koblingsstasjonen er bare aktuell dersom Roan vindpark blir realisert.
Fra før har forbindelsen Harbaksfjellet – Kvenndalsfjellet – Hubakken (Sarepta Energi) konsesjon.
Sett i lys av forholdene beskrevet ovenfor, har det for TEN altså vært nødvendig å revurdere de
tidligere omtalte planene for å forsterke eksisterende forbindelsen Straum – Hubakken – Mørre
– Stoen. Inntil spørsmålene rundt vindkraftutbyggingene/sentralnettsutbyggingen blir helt
avklart, velger derfor TEN å skyve disse planene ut i tid.
Region Lundesokna
I Orkanger, nærmere bestemt på industriområdet Grønnøra, planlegger Sunergy et industrianlegg for produksjon av silisium til solceller. Sunergy ble oktober 2011 solgt til Evonik Solar
Norge AS, som er et datterselskap av det tyske kjemikonsernet Evonik Industries AG. Det nye
selskapet har besluttet å forlenge produksjonskampanjene (dvs. testproduksjon) ved Lillebyanlegget i Trondheim tom. juni 2013. Eventuelt nytt anlegg på Grønnøra blir dermed også skjøvet
ut i tid, og med en byggetid for nytt fabrikkanlegg på 18 måneder kan det nå tidligst stå ferdig i
2016. Maksimalt effektbehov for anlegget er nå økt noe, til 60 MW. Med det rådende markedet
for solceller, vurderes planene p.t. som relativt usikre.
Det er behov for forsterket innmatingen til Melhusområdet. TEN sendte derfor desember 2007
konsesjonssøknad for ny ledning Klæbu – Gimse. Ny forbindelse fikk konsesjon, og denne ble
25
rettskraftig i desember 2011. Det er planlagt byggestart for ledningen i februar 2013, slik at den
kan være i drift samme høst. Alternativet forutsetter også nødvendige tiltak i Gimse
transformatorstasjon. Her ble forøvrig ny og større transformator installert høsten 2007.
Nettforsterkningen er scenariouavhengig.
Region Hemne
I 2002 ble det besluttet å videreføre regionalnettet til Frøya. Planene omfattet ny
transformatorstasjon på øya (ved Hamarvik) med nødvendige tilknytningsledninger. Imidlertid
ble denne nettutbyggingen utsatt som følge av at NTE og TEK i fellesskap søkte konsesjon for et
stort vindkraftprosjekt på Frøya. Det var åpenbart naturlig å se disse to prosjektene i
sammenheng, og søke å finne en samordnet nettløsning i området.
Imidlertid vart og rakk det med en avgjørelse for Frøya vindkraftverk, og forsyningssituasjonen til
Frøya var i mellomtiden kommet dit hen at de opprinnelige planene om videreføring av
regionalnettet til øya ikke kunne utsettes lengre (Scenario BU). TEN søkte derfor desember 2009
konsesjon for ”66 kV-forsyning til Frøya”. Søknaden omfattet bygging av ny forbindelse mellom
Barmvatnet og Dolmøya, ca. 3,7 km, samt oppgradering av eksisterende luftlinje fra Fillan
transformatorstasjon til Barmvatnet, ca. 9,5 km. Samtidig forutsatte søknaden sanering av
eksisterende kraftlinje mellom Barmvatnet og Vikstrøm transformatorstasjon, samt nedleggelse
av Vikstrøm transformatorstasjon. Videre var søknad omfattet av ny transformatorstasjon på
Frøya, lokalisert på Hamarvik.
I tunnelen var det allerede lagt en kabel (2000), og denne skulle selvsagt inngå i den nye
regionalnettforbindelsen. Dolmsundet, samt Dolmøya fram til Frøyatunnelen, skulle krysses med
kabel – totalt 1,7 km.
Etter rask behandlingstid hos NVE etterfulgt av en intens byggeperiode, ble den nye forbindelsen
til Frøya satt i drift sommeren 2011, inntil videre med T-avgreining mot Frøya ved Barmvatnet.
Delstrekningen Fillan – Barmvatnet vil etter planen bli sluttført 2013. Når hele forbindelsen er
fullført, er det forutsatt at Vikstrøm transformatorstasjon blir nedlagt og seksjonen Barmvatnet –
Vikstrøm sanert.
Når det gjelder Frøya vindkraftverk, er opprinnelige planer for en vindpark med installert effekt
på inntil 200 MW lagt bort. I stedet har NTE Energi/TrønderEnergi Kraft sendt en
planendringssøknad, som p.t. er til behandling hos NVE. Det søkes nå om et vindkraftverk med
installert effekt på 60 MW (160 GWh), med 66 kV nettilknytning til Frøya transformatorstasjon.
Opprinnelig planområde er redusert fra 26,1 km2 til 6,6 km2.
Det søkes samtidig om konsesjon for to alternative løsninger for nettilknytning, enten
oppgradering av eksisterende 22 kV-linje til 66 kV fra vindkraftverket og fram til Frøya
transformatorstasjon, eller bygging av en ny 66 kV-linje parallelt med eksisterende 22 kV-linje,
som deretter rives. TEN er tiltakshaver for omsøkt nettilknytning.
Pga. kapasitetsbegrensninger på kabelen i Frøyatunnelen, kan det ikke overføres mer enn 38 – 40
MW ut fra Frøya. P.t. er det heller ikke ledig nettkapasitet videre innover i nettet, dvs. mellom
Fillan og Snillfjord.
26
Hitra vindkraftverk (Eldsfjellet) har vært i drift siden høsten 2004. Maksimal produksjon i parken
er 55 MW, og denne blir overført til Fillan transformatorstasjon. SAE Vind er nå meddelt
konsesjon for utvidelse av Hitra vindkraftverk (Hitra II = 75 MW, 180 GWh). Samtidig er det gitt
konsesjon for en ny 132 kV forbindelse fra Fillan til Snillfjord, men denne er p.t. ikke rettskraftig.
TEN er tiltakshaver for forbindelsen. Det er ikke ledig nettkapasitet for Hitra II før Fillan –
Snillfjordforbindelsen er på plass. Denne forbindelsen er som nevnt ovenfor, også en
forutsetning for at Frøya vindkraftverk skal kunne realiseres.
I Snillfjord-området er det søkt konsesjon for flere vindkraftverk, se figur 3.1. Disse er:
Hemne kommune
Heimsfjellet vindkraftverk: (SAE Vind)
90 MW, 225 GWh/år
Snillfjord kommune:
o Remmafjellet vindkraftverk: (Zephyr)
130 MW, 325 GWh/år
o Geitfjellet vindkraftverk:
180 MW, 450 GWh/år
(overlappende meldinger av Zephyr og SAE Vind)
o Pållifjellet/Svarthammaren*): (SAE Vind)
290 MW, 725 GWh/år
*)
TrønderEnergi Kraft har søkt konsesjon for Engvikfjellet vindkraftverk (inntil 110 MW).
Området er delvis sammenfallende med Pållifjellet/Svarthammaren-prosjektet til SAE
Vind.
Forutsatt temperaturoppgradering av ledningen Orkdal – Snillfjord, er det rom for 100 - 110 MW
ny produksjon i eksisterende nett. Denne ledige kapasiteten er nå i all hovedsak beslaglagt av
Hitra II-prosjektet, forutsatt at dette blir realisert. En mer omfattende utbygging i området er
uaktuelt, før en sentralnettsløsning er på plass.
Det er altså søkt konsesjon for vindkraftverk med en samlet installert effekt på 765 MW. Utover
dette er også Frøya vindkraftverk (inntil 60 MW) konsesjonssøkt.
Vindkraftaktørene og TEN har i fellesskap søkt konsesjon for ”Samordnet nettløsning for
vindkraftverk i Snillfjordområdet”, og denne omhandler nettilknytning av vindkraftverkene Hitra
II, Engvikfjellet, Pållifjellet/Svarthammaren, Remmafjellet, Geitfjellet og Heimsfjellet.
Nettløsningen for vindkraftverkene er basert på at det bygges en ny 420 kV forbindelse
Orkdal/Trollheim – Snillfjord, og mai 2010 sendte Statnett konsesjonssøknad for ”420 kV- ledning
Storheia – Snillfjord – Orkdal/Trollheim”.
TEN er tiltakshaver for følgende nettanlegg ved full utbygging:
1. Ny ledning fra Fillan til Engvikfjellet/Svarthammaren
2. Sjøkabel fra Hitra til Hemnskjeløya
3. Dobbeltledning Engvikfjellet/Svarthammaren - Krokstadøra - Snillfjord
4. Dobbeltledning fra Aunsætra til Snillfjord
5. Nødvendige utvidelser i Fillan transformatorstasjon
6. Nødvendige utvidelser i eksisterende Snillfjord transformatorstasjon (Krokstadøra)
7. Nødvendige utvidelser i Hemne transformatorstasjon
8. Tilknytninger i ny Snillfjord transformatorstasjon (sentralnettet)
27
Konsesjonssøknadene med tilleggsutredninger/tilleggssøknader forventes ferdigbehandlet av
NVE i løpet av høsten 2012. Forutsatt at søknadene påklages, slik at OED får sakene til
behandling, vil full utbygging av vindkraftverkene med tilhørende nettanlegg sannsynligvis
tidligst kunne være sluttført 2017.
Nytt sentralnett mellom Namsos og Orkdal/Trollheim, gir som «spin-off» betydelige
synergieffekter for regionalnettet i området i form av sanering og restrukturering.
Pga. relativt stor aktivitet i forbindelse med planer for småkraft i Hemne kommune, vurderes for
tiden etablering av en ny transformatorstasjon i nærheten av Vinjeøra. Stasjonen er tenkt
tilknyttet ledningen Trollheim – Hemne/Holla.
Smelteverket Holla Metall har fått ny eier, j.fr. tabell 3.3. Den nye eieren har vært i kontakt med
TEN om ledig nettkapasitet i regionalnettet i området, da det kan være aktuelt å utvide
virksomheten i smelteverket. Disse sonderingene er på et innledende stadium, og pr. i dag
foreligger det ingen konklusjoner på omfanget av en eventuell opptrapping i Holla.
I tilknytning til planer for vindkraftanlegg på Nord-Møre samt behov for reinvesteringer i
regionalnettet her, har man vurdert ny forbindelse fra Tjeldbergodden mot TENs regionalnett i
Hemne/Snillfjordområdet. P.t. er en slik forbindelse uaktuell.
Region Driva
I Lønset vurderer TEN å installere egen transformator mellom 66 kV og 22 kV, da det pga. en
rekke planer knyttet til små kraftverk i området kan bli nødvendig med langt bedre
spenningsregulering på 22 kV siden i stasjonen.
Region KVO
Transformatorkapasiteten i Brattset, som forsyner distribusjonsnettet til Kvikne-Rennebu
Kraftlag (KRK), blir noe knapp utover i analyseperioden. Det er derfor nå tilrettelagt for at deler
av distribusjonsnettet til KRK kan bli matet fra Innset transformatorstasjon, som hittil har fungert
som en ren reserve. Stasjonen ble satt i normal drift sommeren 2008.
Region Nea
Transformatoren mellom sentralnett og regionalnett i Nea har tidligere i visse driftssituasjoner
hatt for liten kapasitet. 300 kV anlegget i Nea er nå fjernet, og 420 kV er introdusert som ny
primærspenning. Transformeringskapasiteten i stasjon ble også økt betydelig. Tiltaket har
samtidig tilrettelagt for ny produksjonskapasitet som planlegges i regionen. Dersom omfanget av
småkraftutbygging i Selbu/Tydal-området blir tilstrekkelig stort, kan det bli behov for å
temperaturoppgradere ledningen mellom avgr. Selbu og Eidum.
Som følge av småkraftprosjekter som er besluttet bygget (bl.a. Usma), er SEV meddelt konsesjon
for ny transformator i Hegsetfoss kraftverk.
28
Region Røros
Spenningsforholdene i regionalnettet fra Tynset mot Røros har til tider vært anstrengte, spesielt
ved høylast og lav produksjon i kraftverkene til REV (i forbindelse med isleggingsperioden).
Dessuten er overføringstapene i regionalnettet gjennom Nord-Østerdalen relativt høye. Eneste
realistiske alternativ for å løse disse problemene, vil være å flytte transformeringspunktet
mellom 132 kV og 66 kV fra Tynset nærmere Røros (til Tolga eventuelt Os). Dette lar seg
gjennomføre forholdsvis rimelig, da ledningen mellom Tynset og Røros er forberedt for 132 kV
systemspenning.
Spenningshevingen har i det siste fått styrket fokus pga. av det planlagte kraftverket i Tolga (ca.
40 MW).
29
5.
Forventede tiltak og investeringsbehov i nettet
Investeringsprosjekt omfatter nybyggings-, utvidelses- og fornyelsesprosjekt som regnskapsmessig blir aktivert i de nærmeste 5 – 10 år. TrønderEnergi Nett har de aller fleste prosjektene i
Sør-Trøndelag. Der hvor andre konsesjonærer er involvert er dette angitt spesielt. Mindre
prosjekt er ikke omtalt i tabell 5.1 nedenfor.
Tabell 5.1
År
2012
2013
2013
2013-15
2013-15
≥2015
≥2015
2016-17
≥2017
≥2017
Større prosjekter i perioden 2012 – 2017. Alle større prosjekt, der det skal søkes om anleggskonsesjon,
er tatt med. Ordinær utvidelse av transformatorstasjoner (pga. normal lastøkning) er utelatt.
Prosjektbeskrivelse
Kostnader
Merknader,
Scenario
[MNOK]
begrunnelse
Bjugn – Utheim:
Sluttføre ny 66 kV FeAl 150 ledning (8,0 km)
Klæbu – Gimse:
Ny 66 kV ledning FeAl 240 (10,0 km)
10,0
17,5
Fillan – Barmvatnet:
Oppgradert 66 kV ledning til FeAl 150 (9,0 km)
10,0
Orkdal – Evjen:
Oppgradering 66 kV ledning til FeAl 300 (ev. duplex)
Utvidelse av transformeringskapasitet i Gjølme
Vinjeøra:
Ny 132/22 kV, 20 MVA transformatorstasjon
20,0
ca. 155
Alternativ til Vindkraft Fosen:
Straum – Hubakken – Mørre – Stoen (Øyan):
Oppgradering 66 kV ledning til FeAl 150 (56 km)
Nettilknytning av nytt Svean kraftverk
60,0
13,0
Vindkraft Snillfjord:
Nettilknytning av 5 (6) vindkraftverk i Snillfjordområdet
Frøya vindkraftverk:
Nettilknytning av Frøya vindkraftverk
BU
BU
BU
BU/FT
19,0-22,5
Totalt eks. sentralnett:
Vindkraft Fosen:
Nettilknytning av 4 vindkraftverk på Fosen
Nettap,
avbruddskostnader
Nettap,
avbruddskostnader,
forsyningskvalitet
Spenningskvalitet,
reduserte nettap,
avbruddskostnader.
Etablering KII
Anleggsbidrag
ca. 200
23,5 – 31,0
2013
SEV: 20 MVA, 132/22 kV transformator i Hegsetfoss
15,0
2013-17
EEN/REV. Flytting av transformering 132/66 kV fra
Tynset til Tolga/Os
20,0
Etablering småkraft
Produksjonsrelatert
nettanlegg
Vindkraftutbygging
Produksjonsrelaterte
nettanlegg
Nettap,
forsyningssikkerhet,
forsyningskvalitet
Kraftutbygging
Anleggsbidrag
Vindkraftutbygging
Produksjonsrelaterte
nettanlegg
Vindkraftutbygging
Produksjonsrelaterte
nettanlegg
BU/FT
Etablering småkraft
Produksjonsrelatert
nettanlegg
Spenningsforhold,
nettap
BU
FT
BU
BU
FT
FT
BU
Rehabiliteringsprogrammet på linjesiden videreføres med i snitt ca. MNOK 6 -7 pr. år.
Prosjektene som er nærmest i tid har størst sannsynlighet for å bli gjennomført som planlagt.
Fremtidig justering av belastningsprognoser eller andre endringer i forutsetninger, vil kunne
forskyve tiden for gjennomføringen av forsterkninger. Fornyelser vil av og til også forskyves av
budsjettmessige grunner, spesielt i tider med stadig endrede rammebetingelser.
30
6.
Referanser
[1]
Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag. Grunnlagsrapport.
[2]
Veileder for kraftsystemutredninger.
NVE 2-2007.
[3]
Kraftsystemutredning for sentralnettet/Nettutviklingsplan for sentralnettet.
31
Kraftuttrykk
Kilde: Statkraft
Alminnelig forbruk
forbruk av elektrisk energi i husholdning, oppvarming, vanlige bedrifter, osv., dvs. alt forbruk
utenom kraftintensiv industri.
Kraftintensiv industri
omfatter følgende næringsgrupper i standard for næringsgrupperinger, SN 351: Produksjon av
kjemiske råvarer (kunstgjødsel, plastråvarer, mm.), SN 371: Produksjon av jern, stål og
ferrolegeringer, SN 372: Produksjon av ikke jernholdige metaller.
Effekt
energi eller utført arbeid pr. tidsenhet. Effekt angis gjerne i Watt (W), Kilowatt (kW) = 1000 W,
Megawatt (MW) = 1000 kW eller Gigawatt (GW) = 1000 MW.
Watt (W)
enhet for effekt eller ytelse, dvs. energi pr. sekund.
Energi
evne til å utføre arbeid - produktet av effekt og tid. Elektrisk energi angis ofte i kilowatt-timer
(kWh). 1 kWh = 1000 watt brukt i 1 time. Annen energi angis i Joule (J).
1 Megawatt-time (MWh) = 1000 kWh. 1 Gigawatt-time (GWh) = 1000 MWh. 1 Terawatt-time
(TWh) = 1000 GWh
Kilowatt-time (KWh)
enhet for energi. En kilowatt produsert eller brukt i en time.
Spenning
et mål for den ”kraft” som driver elektrisiteten gjennom en ledning. Spenning måles i volt (V)
eller kilovolt (kV) =1000 volt.
32