Offentlig rapport
Hovedrapport REGIONAL KRAFTSYSTEMUTREDNING FOR OMRÅDE 21 HOVEDRAPPORT (offentlig) JUNI 2014 Kraftsystemutredning for Troms Side 1 Hovedrapport Forord Troms Kraft Nett AS (TKN) er utpekt fra NVE som utredningsansvarlig konsesjonær for utredningsområde 21, og utarbeider annethvert år kraftsystemutredningen. Denne utredningen dekker Midt-Troms og Nord-Troms, hvor TKN og Ymber AS er områdekonsesjonærer, og er 1 av totalt 18 utredningsområder i Norge. Hvor 17 av disse er regionale områder der det utredes for regionalnettet (33-132kV) mens ett ansvarsområde er utredning av sentralnettet (132-420kV). Det er forskrift om energiutredninger som trådte i kraft 1.1.2013 og erstattet da forskrift om energiutredninger fra 2002 som er styrende for utarbeidelsen av denne utredningen. Dagens ordning er en videreføring av en ordning med fylkesvis kraftsystemplanlegging etablert 1.1.1988. Denne ble formelt forankret i energiloven fra 1990. Utredningen er basert på tidligere utredninger, forskrift om energiutredninger § 13 og NVEs veiledningsmateriale til utarbeidelsen av utredningene. Den har en tidshorisont på 20 år, dvs. fra 2014 til 2033, noe som er nytt. Tidligere utredninger hadde en tidshorisont på 10 år. Kraftsystemutvalget i Tromsø har bistått TKN med kraftsystemutredningen og har hatt møter etter behov, de som har bidratt i utarbeidelsen av utredningen fra TKN er: - Tony Molund Frode Årdal Sigurd Bakkejord Stein Werner Bergli Knut Ivarsson Elverum Fredd Arnesen I tillegg har Ymber bidratt ved Lars Erik Høgbakk i form av fremskaffing av lastgrunnlag og annen relevant data i forbindelse med utredningen. Kraftsystemutredning for Troms Side 2 Hovedrapport Innhold 1 Innledning ........................................................................................................................................ 5 2 Sammendrag ................................................................................................................................... 6 3 Beskrivelse av utredningsprosessen................................................................................................ 7 3.1 Utredningsområdet og deltagere i utredningsprosessen ............................................. 7 3.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder .................................................... 11 3.3 Samordning med lokale energiutredninger ................................................................ 11 4 Forutsetninger i utredningsarbeidet ............................................................................................. 12 4.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet.......................................................................... 12 4.2 Økonomiske forutsetninger ........................................................................................ 17 4.3 Tekniske forutsetninger............................................................................................... 20 4.4 Særegne forhold innen utredningsområdet ............................................................... 22 5 Beskrivelse av dagens kraftsystem ................................................................................................ 26 5.1 DAGENS KRAFTNETT OG STATISTIKK FOR OVERFØRING............................................. 26 5.2 KRITISKE FEILSITUASJONER ......................................................................................... 26 5.3 STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSPRODUKSJON ............................................................. 27 5.4 STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSFORBRUK .................................................................... 30 5.5 UTVEKSLING MELLOM SENTRAL- OG REGIONALNETT ................................................ 35 5.6 MANGLENDE LEDIG NETTKAPASITET TIL NY PRODUKSJON ........................................ 37 5.7 ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNINGEN PÅ KRAFTSYSTEMET .............................. 39 6 Fremtidige overføringsforhold ...................................................................................................... 41 6.1 DRIVERE FOR SCENARIOUTVIKLINGEN ........................................................................ 41 6.2 UTARBEIDING AV SCENARIOER ................................................................................... 42 6.3 PROGNOSER FOR PERIODEN 2014 – 2033 .................................................................. 43 6.4 LASTFLYTANALYSER ..................................................................................................... 49 7 Tiltak og investeringsbehov ........................................................................................................... 50 7.1 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg..................................................... 50 7.2 Håkøybotn – Brensholmen .......................................................................................... 53 7.3 Sjøkabel Balsfjorden .................................................................................................... 54 7.4 Ny trafostasjon Nord-Tromsøya inkl. 132kV kabl........................................................ 54 7.5 Skarmunken – Steinnes ............................................................................................... 55 7.6 Bardufoss – Finnfjordbotn ........................................................................................... 56 7.7 Storslett – Skjervøy...................................................................................................... 56 8 Vedlegg ............................................................................................................................................. I Kraftsystemutredning for Troms Side 3 Hovedrapport Tabelliste Tabell 1 - Kraftsystemutvalget................................................................................................. 10 Tabell 2 - Levetider .................................................................................................................. 18 Tabell 3 – Spenningsgrenser i regionalnettet.......................................................................... 21 Tabell 5 - Vurdering av nettkapasitet i forhold til forventet småkraftpotensial ..................... 38 Tabell 6 - Forventet investeringsportefølje ved Scenario A .................................................... 51 FIGURLISTE Figur 3-1 Kart over områdeinndelingene .................................................................................. 7 Figur 3-2 Kart med kommuner - utredningsområdet................................................................ 9 Figur 3-3 Befolking 2014 og forventet befolkningsendring ved middelscenario kommune ... 10 Figur 4-1 - Kart over restriksjonsområder ............................................................................... 16 Figur 5-5 Kartet viser en oversikt over eksisterende produksjonsanlegg ............................... 27 Figur 5-6 Grafisk fremstilling av energiproduksjon i utredningsområdet ............................... 28 Figur 5-7 Utviklingen av maksimal vinterytelse i utredningsområdet .................................... 29 Figur 5-8 Geografisk fordeling av energiforbruket i utredningsområdet................................ 31 Figur 5-9 Historisk utvikling i elektrisk energiforbruk i utredningsområdet ........................... 32 Figur 5-10 Geografisk fordeling av effektuttaket .................................................................... 33 Figur 5-11 Historisk utvikling av effektuttaket i utredningsområdet ...................................... 34 Figur 5-12 Historisk utvikling av energibalansen i utredningsområdet................................... 35 Figur 5-13 Utvikling av effektbalansen i utredningsområdet .................................................. 36 Figur 6-1 Prognosert energiforbruk scenario A ....................................................................... 43 Figur 6-2 Prognosert effektuttak scenario A ........................................................................... 44 Figur 6-3 Akkumulert ny energiproduksjon – Scenario A ........................................................ 45 Figur 6-4 Akkumulert ny effektproduksjon – Scenario A ........................................................ 45 Figur 6-5 Akkumulert ny energiproduksjon – Scenario B ........................................................ 46 Figur 6-6 Akkumulert ny effektproduksjon – Scenario B ........................................................ 47 Figur 6-7 Prognosert energibalanse for scenarioene. ............................................................. 48 Figur 6-8 Prognosert effektbalanse for scenarioene. .............................................................. 49 Figur 7-1 Investeringskostnader fordelt på hovedårsak. ........................................................ 53 Kraftsystemutredning for Troms Side 4 Hovedrapport 1 Innledning I henhold til forskrift om energiutredninger § 2 har NVE utpekt Troms Kraft Nett AS (TKN) som utredningsansvarlig selskap for utredningsområde Troms (utredningsområde 21). Dette innebærer at TKN er tillagt følgende funksjoner: • Sørge for at det utarbeides en samlet kraftsystemutredning for utredningsområde 21, som omfatter forsyningsområdene til TKN og Ymber. Denne revideres hvert år. • Samordne utredningen med konsesjonærene i overliggende og underliggende nettnivå, og innenfor eget utredningsområde. Samarbeide med utredningsansvarlige for tilgrensende utredningsområder (Hålogaland Kraft AS og Varanger Kraft AS) • Uttale seg i forhold til oversendte anleggskonsesjonssøknader fra NVE som berører utredningsområdet • Inneha sekretariatsfunksjon for kraftsystemutvalget i området. Føre referat over behandlingen i utvalget. Oversende godkjent referat til NVE til orientering innen en måned etter at møtet er avholdt • Holde NVE løpende orientert om utredningsarbeidet (skifte av kontaktperson, adresseendringer, organisasjonsmessige endringer mm) Utredningen viser hvilke forutsetninger og målsetninger som ligger til grunn for utviklingen av regionalnettet i perioden 2014-2033 (20år). Utredningen beskriver også utviklingen av kraftsystemet i utredningsområdet, og omfatter overføringsanlegg som krever anleggskonsesjon i tillegg til opptil 132kV kabling som TKN har områdekonsesjon på i Tromsø by. I tillegg til å være et sentralt grunnlag ved NVEs behandling av konsesjonssøknader, er kraftsystemutredningen et viktig dokument for å vise nettutviklingen i utredningsområdet. Det vektlegges å framskaffe enkle oversikter i utredningen, da en forventer større påtrykk fra media mht. nettutvikling sett i lys av økte krav til strømleveransen. De største brukerne er representert i kraftsystemutvalget og har dermed muligheten til å påvirke utformingen av framtidige nettanlegg i utredningsområdet. Kraftsystemutredningen er også et viktig dokument for de styrende organer i TKN og Ymber som underlag for investeringsbeslutninger. NVE ønsker en kontinuerlig oppdatering av tekniske data for hovedkomponentene i systemer, inkludert produksjons- og belastningsdata tilknyttet regionalnettet. Det presiseres at utredningen ikke er bindende, og innebærer ingen investeringsvedtak. Utredningen er å betrakte som et tidsbilde i en kontinuerlig prosess. Endrede forutsetninger vil derfor medføre at utredningen justeres. Utredningen blir utarbeidet i to utgaver: 1. Hovedrapport som er tilgjengelig for alle. 2. Grunnlagsrapport beregnet på NVE og andre fagmiljøer (Grunnlagsrapporten er unntatt offentlighet jfr. Offentlighetsloven § 13, og skal behandles i samsvar med Forskrift om beredskap i kraftforsyningen § 6.) Kraftsystemutredning for Troms Side 5 Hovedrapport 2 Sammendrag For kraftsystemutredningen (KSU) 2014 har TKN valgt og ikke bygge videre på tidligere utredningsrapport, men heller etablere en helt ny rapport med utgangspunkt i forskriftene og tilgjengelig veiledningsmateriale fra NVE. Et begrenset utvalg materiale fra tidligere KSUer er inkludert. Det har vært arrangert et utvidet KSU møte den 29.10.2013, samt to arbeidsmøter i kraftsystemutvalget den 21.1.2014 og 4.6.2014. Møtereferater er oversendt NVE. Basert på arbeidsmøtet 4.6.2014 ble det en enighet om at noe av statistikkgrunnlaget for 2012 og 2013 måtte være feil. I etterkant av møtet har TKN jobbet med å finne feilkilden, som viser seg å være relatert til idriftsettelsen av Troms Kraft Produksjons vindkraftverk Fakken (idriftsatt høsten 2012). Dette har gitt et feil bilde av forbruket og effekttoppen, da spesielt i Tromsø-området. Det vil derfor i denne utredningen virke som om forbruket og effektuttaket har falt de siste to årene, noe som kan sees i figur 5-9 og 5-11. Dette stemmer ikke med virkeligheten. Forenklet sagt består feilen i problemer med å sammenlagre data for innmatingen fra Fakken Vindkraftpark (og reduksjon i tap) opp mot avmålt energimengde mellom Troms Kraft Nett og Statnett. Til tross for at TKN har jobbet med dette siden feilen ble avdekt, har det ikke lyktes å endre de resultatene som allerede var produsert. Dette farger dessverre denne utredningen noe. TKN understreker derfor at forbruket må antas å øke noe, spesielt i Tromsø området, inkludert en større effekttopp. Videre vil det bli jobbet for å få fikset målerverdiene og statistikken, slik at dette blir korrekt snarest mulig. Historikken for 2012/2013 vil da også bli oppdatert. Utredningen konkluderer med at det vil bli et stort kapitalbehov i nettselskapene da det er mange større regionalnetts prosjekter i utredningsperioden, hvor noen er påbegynt og flere er nært forestående. Man ser for seg et behov på investeringer på rundt 850 MNOK frem til og med 2020 bare i regionalnettet. I tillegg kommer store investeringer i distribusjonsnettet som ikke er med i investeringsporteføljen til denne utredningen. Dog er noen av prosjektene styrt av en eventuell vindkraft utbygging på Kvitfjell og Raudfjell på Kvaløya. Kraftsystemutredning for Troms Side 6 Hovedrapport 3 Beskrivelse av utredningsprosessen 3.1 Utredningsområdet og deltagere i utredningsprosessen Landet er inndelt i 18 utredningsområder inkludert sentralnettet, som Statnett har ansvaret for. TKN er av NVE tildelt ansvaret for utredningsområde 21: midtre og nordre del av Troms, samt Kautokeino kommune i Finnmark. Utredningen omfatter konsesjonspliktige anlegg på regionalnettsnivå, omfattende alt 66kV nett og mesteparten av 132kV nettet med tilhørende produksjons- og transformeringsanlegg. Team Nettutvikling og Vedlikehold i TKN har ansvaret for å utvikle kraftsystemutredningen. Sørdelen av fylket dekkes av Hålogaland Kraft AS, og er underlagt utredningsområdet 20 (nordre Nordland og Sør-Troms), hvor Hålogaland Kraft AS har utredningsansvaret. I resten av Finnmark er Varanger Kraft Nett AS underlagt utredningsområdet 22. Figur 3-1 Kart over områdeinndelingene Kraftsystemutredning for Troms Side 7 Hovedrapport Produksjon og nett tilhørende Kvænangen Kraftverk A/S er ikke tatt med i denne regionen, da Kvænangen kommune ifølge regioninndelingen til NVE skal legges til utredningsområdet 22. Forskrift om energiutredninger legger opp til en todeling av det konsesjonærpålagte utredningsarbeidet. Lokale energiutredninger skal utarbeides av områdekonsesjonærer (nettselskaper) for hver kommune. Følgende selskap har områdekonsesjon i utredningsområdet 21: • Troms Kraft Nett AS • Ymber AS I tillegg har Daimyo AS fjernvarmekonsesjon på Tromsøya (tidligere hadde Troms Kraft Varme AS områdekonsesjonen, men selskapet inkludert konsesjonen er solgt til Daimyo). Anleggskonsesjonærer skal bidra ved utarbeidelse av kraftsystemutredninger. Følgende selskaper har anleggskonsesjoner på sentral og regionalnettsnivå i utredningsområdet: • Troms Kraft Nett AS • Ymber AS • Finnfjord AS (på fabrikkområdet for 132, 22 og 6 kV) • Statnett SF • Statkraft SF De fleste anlegg som faller inn under ordningen med kraftsystemutredning tilhører Ymber og Troms Kraft Nett. Kraftsystemutredning for Troms Side 8 Hovedrapport Kommuner og befolkning i utredningsområdet Det etterfølgende kartutsnittet illustrerer utredningsområdets utstrekning, med alle kommuner inntegnet, hvor blått skravert er kommuner under Ymber sin områdekonsesjon, og rødt skravert er kommuner under TKN sin områdekonsesjon. Figur 3-2 Kart med kommuner - utredningsområdet Utredningsområdet inneholder 19 kommuner (samt litt av Kvænangen og Loppa kommune i Finnmark), tilgrensende utredningsområde sør for dette området er nordre Nordland og Sør-Troms (Hålogaland Kraft utredningsansvarlig), mens utredningsområde Finnmark er nord for dette (Varanger Kraft utredningsansvarlig). I utredningsområdet er det forventet en befolkningsvekst, fra et totalt folketall 1.1.2014 på 130 677 personer, forventes det av Statistisk sentralbyrå (SSB) en økning frem mot 2033 til 141 379 personer i middels nasjonal vekst scenario. Det vil si en total økning på ca. 8,1 %. Av figuren under ser vi at Tromsø og Lenvik kommune vil ha en vesentlig økning i befolkningstallet, med henholdsvis en total økning på ca. 10 og 13 %, mens Nordreisa, Målselv og Sørreisa vil ha en liten økning. Resten av kommunene i området har en forventet marginal endring i befolkningstallet frem mot 2033 sammenlignet med dagens nivå. Kraftsystemutredning for Troms Side 9 Hovedrapport Figur 3-3 Befolking 2014 og forventet befolkningsendring ved middelscenario kommunevis (Kilde SSB). Deltakere i prosessen Utredningsarbeidet er organisert i et kraftsystemutvalg som består av følgende: Tabell 1 - Kraftsystemutvalget Navn Jonny Sørensen Lars Eirik Høgbakk Firma Norsk Miljøkraft AS Ymber AS Toini Løvseth (sluttet) Ny velges Bjørn Hugo Jenssen Geir Fredriksen Fredd Arnesen Tony Molund Harry Løvberg Finnfjord AS Rolle Kraftprodusent Anleggs- og områdekonsesjonær, samt produsent Største nettkunde Statnett SF Lenvik Kommune Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Produksjon AS Sentralnett + systemansvarlig Representant for kommunesektoren Utredningsansvarlig + områdekonsesjonær Områdekonsesjonær Kraftprodusent Kraftsystemutvalget ble etablert i 2004 og justert på kraftsystemmøte . Utvalget er bredt sammensatt og representerer både produsenter, nettkunder, kommunen og netteiere i utredningsområdet. Dette sikrer at brukerne av nettet har mulighet til å påvirke utformingen av overføringsanlegg de er avhengige av. Kraftsystemutredningen utføres på et fritt og uavhengig grunnlag basert på foreliggende prognoser for last og produksjonsutvikling i utredningsområdet. Kraftsystemutredning for Troms Side 10 Hovedrapport 3.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Koordineringen mot sentralnettet er godt ivaretatt i og med at Statnett er representert i kraftsystemutvalget. Videre har TKN som mål å utvikle et nært samarbeid med Statnett, da sentralog regionalnettet i utredningsområdet i hovedsak består av samme spenningsnivå, og dermed vil komponentene i all hovedsak være like. TKN ser det som naturlig å utvikle felles kompetanse for overføringsanlegg i området. Statnett ønsker å bedre samarbeidet med de ulike områdekonsesjonærer i form av samarbeidsavtaler for ulike prosjekt. Dette inkluderer informasjonsutveksling i planfasen og fortløpende oppfølging. Samarbeidet angående prosjekter mot utredningsområdet til Varanger Kraft og Hålogaland Kraft har det de siste årene ikke vært fokus på. Kommunikasjonen vertikalt mot distribusjonsnettet skal ivaretas ved at utredningsansvarlig får tilsendt lokale energiutredninger til orientering. TKN og Ymber utarbeider annen hvert år lokale energiutredninger, der de første utredningene var ferdigstilt 31.12.2004. I tillegg er netteier i distribusjonsnettet i TKN og Ymber representert i kraftsystemutvalget. Disse innehar store lokalkunnskaper, og vil derfor være viktig for å skaffe en oversikt over lokale forhold som lasttetthet, etablering av punktlaster, prognoser mv. I tillegg er det disse som i det vesentlige har kontakt mot fylke og kommuner, og som har førstehånds kjennskap til offentlige planer som reguleringsplaner, generalplaner, verneplaner mv., som er viktig dokumentasjon i forbindelse med prognosering av belastning i fordelingsnettet. Daimyo AS har kjøpt opp Troms Kraft Varme AS, og er det eneste selskapet som har fjernvarmekonsesjon i utredningsområdet. De installasjonene som Daimyo innehar, og som selskapet ser for seg i framtiden, har en såpass lav installert ytelse at disse anleggene blir inkludert i den lokale energiutredningen. 3.3 Samordning med lokale energiutredninger Kraftsystemutredningen skal beskrive dagens regionalnett, fremtidige overføringsforhold, forventede tiltak og investeringer. De lokale energiutredningene skal gi informasjon om lokal energiforsyning, stasjonær energibruk og alternativer på dette området, og gjennom å øke kunnskapen bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av energisystemet. Utredningen skal beskrive status for energisystemet i kommunen, dette gjelder alle typer infrastruktur som er etablert. Og skal vise hvor mye elektrisitet, fjernvarme, olje, gass og biobrensel som benyttes stasjonært i kommunen. Den skal gi en beskrivelse av forventet energietterspørsel i kommunen fordelt på ulike energibærere, samt en vurdering av hva som regnes som de mest samfunnsmessige rasjonelle løsningene for å møte den forventede etterspørselen. TKN ferdigstilte 1.april. 2014 de lokale energiutredningene for 15 av kommunene i utredningsområdet. Tall fra disse utredningene blir brukt videre som en del av grunnlaget for utarbeidelsen av KSU. Spesielt brukes prognoser for økte kjente lastpunkter i scenario utviklingsprognosen i KSU. Kraftsystemutredning for Troms Side 11 Hovedrapport 4 Forutsetninger i utredningsarbeidet 4.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet Det overordnede mål for regionalnettet i midtre og nordre del av Troms er å fremme en kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanlegg i utredningsområdet, slik at formålet (§ 1-2) i energilovsforskriften er oppfylt. Optimalisering av nettdriften innebærer i praksis at summen av følgende kostnadsfaktorer skal minimaliseres: • Investeringskostnader • Drifts- og vedlikeholdskostnader • Tapskostnader • KILE – kostnader • Flaskehalskostnader • Tapte samfunnsmessige inntekter/økte kostnader ved ikke realisert produksjon/forbruk TKN og Ymber vil til enhver tid følge de lover og regler som myndighetene setter for nettdriften. I tillegg ønsker en i stor grad å følge de retningslinjer og anbefalinger som bransjen selv setter, (Energi Norge, Sintef Energi AS, REN mv.). Et viktig mål for hele energiforsyningen i Norge er å standardisere utstyr og spesifikasjoner for på sikt å få til en mer effektiv nettdrift. I så måte vil TKN og Ymber støtte opp om målsetningen når det er mulig med hensyn til de behov en har i forsyningsområdet. I regjeringserklæringen Sundvollen varsler regjeringen et økt fokus på at Norge skal være en foregangsnasjon innen miljøvennlig energibruk og produksjon. Videre signaliseres det at Norge skal utnytte de store mulighetene det er for verdiskaping i landet basert på våre energiressurser, det vil nok gi seg utslag i en økt satsning på eksport av energi noe som kan øke prisene og gjøre det mer lønnsomt å bygge ut blant annet større vindkraftparker. Dette er en viktig faktor i den videre utviklingen av kraftsystemet i regionen. Det er også et mål for nettdriften å holde overføringskostnadene så lave som mulig, for å sikre en tilfredsstillende avkastning på investert kapital. Imidlertid må målsettingen sees i sammenheng med krav til leveringspålitelighet, og forventet og faktisk KILE. I tillegg er det flere andre viktige målsettinger som omtales i det etterfølgende. Leveringskvalitet Leveringskvaliteten er et samlebegrep for leveringspålitelighet og spenningskvalitet. Leveringspåliteligheten beskriver kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til sluttbruker, og er knyttet til hyppigheten og varigheten av avbrudd i forsyningen. Spenningskvaliteten beskriver kvaliteten på spenningen i henhold til gitte kriterier, og er knyttet til anvendbarheten av Kraftsystemutredning for Troms Side 12 Hovedrapport elektrisiteten når det ikke er avbrudd. Leveringskvaliteten er regulert gjennom forskrift som trådte i kraft den 1.1.2005, ”Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet”. Formålet med denne forskriften er at den skal bidra til å sikre en tilfredsstillende leveringskvalitet i det norske kraftsystemet, samtidig som den klargjør hvem som har ansvaret for leveringskvaliteten i et sammenkoblet kraftsystem med produsenter, netteiere og sluttbrukere. Forskriften beskriver en rekke kvalitetsparametere med konkrete krav til størrelse. Dette er: • Langsomme variasjoner i spenningens effektivverdi • Kortvarige over og underspenninger • Spenningssprang • Flimmerintensitet I tillegg er det andre kvalitetsparametere som Norges vassdrags og energidirektorat kan fastsette i hvert enkelt tilfelle: • Overharmoniske spenninger • Interharmoniske spenninger • Signalspenning overlagret forsyningsspenningen. I utredningsområdet er stort sett leveringskvaliteten god, men enkelte lokale områder har problemer. Sistnevnte er ikke ønskelig og det blir et økt fokus fremover på å sikre alle en god leveringskvalitet. Leveringspålitelighet Alle selskap med sluttbrukere plikter å innrapportere avbruddsdata for alle avbrudd i alle nett med spenninger over 1 kV. Innrapporteringen omfatter avbrudd forårsaket på alle 3 nettnivå: sentralnett, regionalnett, distribusjonsnett. I tillegg skal alle driftsforstyrrelser i nett med spenningsnivå over 1 kV feilanalyseres. Det er derfor i de større kraft- og trafo- stasjoner installert feilskrivere, enten mot hvert enkelt vern, eller en sentral skriver koblet mot kontrollanlegget i stasjonen. Ved større hendelser kan informasjonen fra disse hentes ut. I tillegg er alle stasjonene fjernstyrt, med overføring av vernmeldinger til vår driftssentral i Tromsø. TKN har også utarbeidet interne måltall for forventet leveringspålitelighet. Måltallene er grenseverdier, som ved overskridelser krever at netteier analyserer og eventuelt iverksetter tiltak. Måltallene for leveringspålitelighet er som følger for hendelser med varighet over 3 minutter: For sluttbrukere tilknyttet regionalnettet er måltallene: • En sluttbruker i TKNs regionalnettnett skal ikke ha mer enn 2 langvarige avbrudd pr år. Varigheten av alle avbrudd skal ikke overstige 12 timer pr år, hvorav varigheten av varslede avbrudd ikke skal overstige 8 timer. For sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet er måltallene: Kraftsystemutredning for Troms Side 13 Hovedrapport • Antall avbrudd for gjennomsnittskunden skal i løpet av et tre års glidende snitt være 3,6 eller lavere • Årlig avbruddstid for gjennomsnittskunden skal i løpet av et tre års glidende snitt være 7,0 timer eller lavere Ymber har ikke måltall knyttet til antall avbrudd i nettet sitt. Hovedfokus vil være å kople sammen avbruddskostnader og leveringspålitelighet, for å kunne sette inn tiltak og ressurser der de gir de beste samfunnsøkonomiske løsningene. TKN og Ymber har også som mål å holde en så høy standard på utstyr og anlegg at det ikke går ut over sikkerheten til de ansatte eller tredjeperson. Nivået på leveringspåliteligheten blir bestemt ut fra at de totale kostnader knyttet til investering, nettap, drift, vedlikehold samt at avbrudd skal minimaliseres. Først når en har lagt en strategi for investeringer i årene fremover, vil en kunne si om nivået på leveringspåliteligheten vil opprettholdes eller om den blir redusert. Ved planlegging av nyanlegg og vedlikehold av eksisterende anlegg, brukes tall for landsgjennomsnittet for feil på komponenter. I tillegg brukes egne erfaringstall for hvor mye tid som går med til å reparere feil. I denne utredningen har man benyttet de samme priser for avbrudd som NVE bruker i KILE – ordningen. Ved hjelp av innsamlede data om fordelingen mellom diverse kundegrupper tilknyttet de ulike lastuttakene (trafostasjoner), har man beregnet avbruddskostnader per lastpunkt. TKN og Ymber er hver for seg ansvarlig for å registrere feil og avbrudd innenfor sitt konsesjonsområde. Beredskap God forsyningssikkerhet og beredskap for å oppnå dette er meget viktig innen kraftforsyningen generelt og nettvirksomheten spesielt. TKN og Ymber vil opprette høy beredskap og har beredskapsplaner for å håndtere krisesituasjoner, som blant annet kan oppstå som følge av uvær, naturkatastrofer, ulykker og krig. TKN har felles beredskapsplan med produksjonsselskapene som overvåkes og styres av TKNs driftssentral. Beredskapsmateriell inngår i beredskapsplanen. I tillegg deltar TKN i en nasjonal databaseløsning (eBeredskap), hvor flere selskap har registret viktig beredskapsmateriell. TKN vurderer for tiden utvidet bruk av den nasjonale løsningen for andre typer beredskapsmateriell enn opprinnelig tenkt. Nettap Tap på ett nettnivå vil avle tap på foranliggende nettnivå. Det er derfor viktig at driften av regionalnettet er slik at nettapene minimaliseres. Dette oppnås blant annet ved å velge riktige delingspunkter i nettet, og ikke transportere store mengder reaktiv effekt. Tapenes brukstid er et viktig underlag for å beregne kostnadene av tap, samt å finne frem til årlige energitap i et system ut fra effekttapene i tunglast. Brukstiden for tap er relativt høy for regionalnettet. Det gjøres egne vurderinger av relevant brukstid i hvert prosjekt, spesielt en del Kraftsystemutredning for Troms Side 14 Hovedrapport småkraft og kraftintensiv industri endrer tapene i nettet. For prosjekter som kun innebærer tiltak i transformatorstasjoner eller matende ledninger til alminnelig forsyning, kan tapsbrukstid på 2400 timer legges til grunn. Både TKN og YMBER har innført timesmålinger i alle sine trafostasjoner. Når disse sammenholdes med utvekslingen mot sentralnettet og innmatingen fra produksjonsenheter, vil en ha eksakte tall for tapet i regionalnettet. Generelle miljøkrav Krav til estetikk, støy fra hovedtrafoer og linjer, magnetfelt og helserisiko er gjenstand for en sterk fokusering. Når nye linjer planlegges vil TKN og Ymber, gjennom tett dialog med myndigheter, miljøorganisasjoner og lokalsamfunn, søke å minimalisere de estetiske ulempene som en utbygging medfører. Ved bygging av nye linjer og kabler vil TKN og YMBER følge de pålegg som myndighetene gir i spørsmål knyttet til miljøet. Ved de siste tildelinger av anleggskonsesjoner for linjer har NVE gitt pålegg om bruk av mattede liner og fargede traverser. En tilstreber også i størst mulig grad å benytte eksisterende infrastruktur (skogsveier mv.) eller helikopter ved tiltransport av materiell. Istandsetting av berørte området vektlegges mye. I kontrakt med utførende entreprenør har en alltid en forutsetning om at berørte arealer etter ferdigstillelse av anlegg minst skal ha en standard som før byggingen startet. Hensyntagen til miljø kan resultere i økte bedriftsøkonomiske kostnader for prosjekter. Myndighetene har ikke fastsatt grenseverdier for magnetfelt. I NOU rapport 1995:20 "Elektromagnetiske felt og helse - forslag til en forvaltningsstrategi" er det ikke bestemt noen avstand fra kraftlinjer til boligareal. Imidlertid omtaler forskriftene (FEA – F 1995 s. 180-181) en varsomhetsstrategi som anbefaler at det ved nærføring av boligfelt m.v. benyttes en minste horisontal avstand på 15 m ved 300 kV og 18 m ved 400 kV. Enkle tiltak som trekantforlegning av kabler vil forbedre symmetrien på feltene rundt kablene, slik at resultantfeltet blir ubetydelig. I tillegg kan en oppnå magnetfeltreduksjoner ved å benytte kapslede koplingsanlegg, samt ved å benytte bestemte typer ledningsoppheng. Verneområder Vern av spesielle naturområder eller naturforekomster i Norge skjer først og fremst i medhold av lov om naturvern av 1970. Naturvernloven brukes vanligvis for å verne områder av internasjonal, nasjonal eller regional verdi. I naturvernloven er det gitt hjemmel for opprettelse av flere typer verneområder. Kategoriene nasjonalpark, landskapsvernområde og naturreservat er de vanligste. Det er til sammen 61 verneområder i Troms, bestående av 51 naturreservater, 3 nasjonalparker, 5 landskapsvernområder og 2 fuglefredningsområder. I Finnmark er det kun en nasjonalpark innenfor utredningsområdet. Restriksjonsområdene er vist i figuren under. De største restriksjonsområdene er: 1. Øvre Anarjokka nasjonalpark 2. Reisa nasjonalpark 3. Øvre Dividal nasjonalpark Kraftsystemutredning for Troms Side 15 Hovedrapport 4. 5. 6. 7. Rohkunborri nasjonalpark Lyngsalpan landskapsvernormåde Nordkvaløya – Rebbenesøya landskapsvernområde Ånderdalen nasjonalpark Figur 4-1 - Kart over restriksjonsområder Utredninger Utredningssystemet skal imøtekomme behovet for å dokumentere for kunder og myndigheter at energitransporten skjer på en kostnadseffektiv måte. Kraftsystemutredningen skal i tillegg være et styringsredskap for beslutningstakere i nettselskapene, for å sikre at de riktige beslutninger blir tatt. Til sist skal utredningen være et referansedokument for NVE ved søknad om anleggskonsesjon. Tidshorisont Tidshorisonten til utredningen er 20 år der hovedvekten er lagt på den første femårsperioden. Utredningsarbeidet er ment å være en kontinuerlig prosess, hvor en løpende justerer utredningene i henhold til de langsiktige målene. Endrede forutsetninger kan påvirke både tidspunkt for, og omfang av nødvendige tiltak. Utredningen justeres annen hvert år, og følger således den forskriften for energiutredninger. Kraftsystemutredning for Troms Side 16 Hovedrapport 4.2 Økonomiske forutsetninger Nettselskapene skal opptre forretningsmessig innenfor samfunnsøkonomiske rammer. Det må derfor legges til grunn investeringskriterier der samfunnsøkonomisk lønnsomhet (for eksempel hensyn tatt til leveringspålitelighet) veies mot bedriftsøkonomiske hensyn og prisutvikling. Bedriftsøkonomisk inntjening er knyttet til kostnadsdekning gjennom tariffen. I de tilfeller der det er urimelig at fellesskapet skal dekke kostnadene ved strømforsyning, vil en benytte anleggsbidrag etter regler bestemt av myndighetene, eller anbefalinger fra bransjen. Planlegging av det fremtidige kraftsystemet bygger på tekniske og økonomiske analyser (kost- nytte analyser) av de ulike utbyggingsprosjektene. I det etterfølgende presenteres de økonomiske og tekniske forutsetninger som ligger til grunn for denne utredningen. Investeringskostnader Som hovedregel benyttes det egne erfaringstall i kostnadsberegningen. I tilfeller der det ikke foreligger egne kostnadstall, benyttes kostnadstall fra sammenlignbare prosjekter fra andre nettselskaper, kostnadskatalogen til REN og kostnadstall fra leverandører. Normalt må en forvente at kostnadstallene har et variasjonsområde på ± 20 %. Byggekostnader inkluderer ikke merverdiavgift, investeringsavgift eller renter i byggetiden. Investeringskostnaden er primært avhengig av spenningsvalg, kapasitetskrav, hensyn til framtidig oppgradering og krav til komponentpålitelighet. Spesielt momentet med framtidig oppgraderingsmulighet er interessant, under det faktumet at luftledninger har levetider større enn 25 – 30 år. Dersom overføringsbehovet i framtiden skulle øke drastisk, så kan en i dag ta "høyde" for dette ved å tilrettelegge for oppgradering av linjer til høyere spenningsnivå og / eller større linetverrsnitt. Det hele vil være et kostnadsspørsmål knyttet opp mot sannsynlighetsbetraktninger rundt en sterk framtidig lastøkning, eller realisering av ny produksjon med behov for innmatingskapasitet. Investeringskostnader / komponentkostnader er også påvirket av klima og valg av trase. Anleggsbidrag Anleggsbidrag beregnes i henhold til de til enhver tid gjeldende forskrifter, jf. §17-5 i forskrift om økonomisk og teknisk rapportering m.v av 11. mars 1999 nr 302, samt Troms Kraft Nett AS og Ymber AS til enhver tid gjeldende regler for anleggsbidrag. Hensikten med anleggsbidrag er blant annet å gi brukerne signaler om de samfunnsøkonomiske kostnadene ved tilknytning og bruk av nettet. Sentral-/regionalnett Nettselskap plikter å stille ledig kapasitet tilgjengelig ved tilknytning av nye produksjonskilder/uttak i regional og sentralnettet. Rene produksjonsanlegg bekostes i sin helhet av kunden. Produksjonsrelaterte nettanlegg (som bygges for tilknytning til eksisterende nett) kostnadsfordeles etter effektansvarlighet, mens kapasitetsheving i eksisterende nett bekostes fullt ut av kraftprodusent. Kraftsystemutredning for Troms Side 17 Hovedrapport Anleggsbidrag skal være med på å forhindre at store kostnader belastes eksisterende kunder. Økonomisk levetid Den økonomiske levetiden angir antatt økonomisk levealder for en komponent. Levetiden er definert som det antall år en komponents kostnader til drift og vedlikehold er lavere enn kostnader ved å bytte den ut med en ny. Et forhold som virker bestemmende for den økonomiske levetiden, er den teknologiske utviklingen på det området en skal foreta en investering. Sterk teknologisk utvikling vil forårsake redusert økonomisk levetid. Sterkere lastutvikling enn forventet kan avkorte levetiden for komponenter. I tillegg vil levetiden være avhengig av klimapåkjenning, vedlikeholdsrutiner og prestasjon i monteringsutførelsen. I presenteres følgende veiledende verdier for levetider: Tabell 2 - Levetider Komponent/anlegg Vannkraftanlegg Trafostasjoner Overføringslinjer Fordelingslinjer Kabelanlegg Kondensatorbatteri Vindmøller Økonomisk levetid 40-60 år 25-35 år 25-35 år 20-30 år 15-30 år 15-25 år 25 år Teknisk levetid 60-80 år 60 år (trafoer); 100 år (bygning) 50-60 år 50-80 år 40-60 år 30-40 år 25 år Grensene som presenteres er romslige. Dette skyldes at det er vanskelig å angi eksakte tall, da levetid som nevnt over er avhengig av mange faktorer. Av dette følger det at økonomisk levetid kan være forskjellig fra avskrivningstiden for vedkommende komponent. Analyseperiode Analyseperioden angir det tidsintervallet som beregninger er gjort innenfor. En komponent som har kortere økonomisk levetid enn analyseperioden blir antatt reinvestert med samme type komponent. Komponenter med levetid utover analyseperioden vil få godskrevet dette ved en restverdi. Det er i beregninger valgt en analyseperiode på 30 år, hvis ikke annet er oppgitt i de enkelte analysene. Kalkulasjonsrente For samfunnsøkonomiske lønnsomhetsanalyser fastsettes kalkulasjonsrenten av Finansdepartementet. For statlige investeringer er renten for tiden 4,5 % [9]. Dette er en realrente dvs. at alle kostnader regnes i fast kroneverdi, slik at en slipper å justere for inflasjon og prisstigning. Bedriftsøkonomisk avkastningskrav vil avhenge av eiernes krav til inntjening og finansieringsform (egen eller fremmedfinansiering). Bransjen skattlegges hardere nå enn tidligere, og det er større krav til lønnsomhet. Disse forhold aktualiserer diskusjonen om avkastning. Dette til tross, er det valgt å benytte ett avkastningskrav på 6 % realrente under nettanalysene. Kraftsystemutredning for Troms Side 18 Hovedrapport Kostnad for tap Samfunnsøkonomiske kostnader for tap er beregnet av SEFAS i "Planleggingsbok for kraftnett". Korttidsgrensekostnad (KGK) brukes som prinsipp for å bestemme de samfunnsøkonomiske produksjonskostnadene for energi og effekt. Normalt brukes det 2400t i brukstid for tap i henhold til planboka. Den ekvivalente årskostnaden av tap er funnet ved hjelp av følgende formel: kpekv = kp + kwekv * Tt der kpekv er ekvivalent årskostnad for tap kp er kostnad av maksimale effekttap kwekv er ekvivalent årskostnad for energitap Tt er brukstid for tap Generelt er beregninger i Netbas utført månedsvis. Omregning til tapt energi er utført ved hjelp av brukstid for tap. Kunders kostnader ved avbrudd Gjeldende KILE-satser fra NVE brukes for å representere de samfunnsøkonomiske kostnadene for avbrudd. NetBas brukes for å simulere KILE kostnadene i analysene. Den nye ordningen med flere sluttbrukergrupper og mer differensierte kostnader for avbrudd brukes i analyser fremfor kostnadsfunksjon for beregning av avbruddskostnad. Erfaringsmessig gir dette en like god indikasjon på avbruddskostnadsbilde, denne metoden gir også mer transparente beregninger. Drift- og vedlikeholdskostnader Dersom disse ikke er kjent ut fra egen historikk, benyttes en fast prosentsats av investeringsbeløpet. Dette ansees som nøyaktig nok for sammenligning mellom prosjekter. I TKN benyttes 1,5 % av nyverdi dersom det ikke foreligger historiske tall. Drift og vedlikeholdskostnadene vil være avhengig av anleggets alder, vedlikeholdsintervall, valg av teknisk løsning og klimamessige påkjenninger. I værharde strøk vil en forvente høyere drift og vedlikeholdskostnad på grunn av sterkere klimatiske påkjenninger og flere komponentsvikt. Hvor langt komponenten er kommet i livsløpet spiller også inn. Der er en realitet at en må forvente flere defekter / svikt i begynnelsen og ved slutten av komponentens levetid (badekar – kurven). Nytte og kostnadsberegninger (beregningsmetodikk) Nytten ved et prosjekt framkommer som kapitalisert verdi av reduserte tap, reduserte vedlikeholdskostnader og redusert ikke-levert energi. De kapitaliserte verdiene for hvert år i analyseperioden blir summert og omregnet til dagens kroneverdi (nåverdi). Kraftsystemutredning for Troms Side 19 Hovedrapport Som analysemetode velges nåverdimetoden, da denne er teoretisk mest tilfredsstillende. Kostnadene ved en utbygging blir regnet om til dagens kroneverdi. Ved å benytte faste priser i kontantstrømmen trenger en ikke å ta hensyn til inflasjon. 4.3 Tekniske forutsetninger Nedenfor er det angitt hvilke tekniske forutsetninger utredningen bygger på. Lastprognose Lastprognosen er utarbeidet på grunnlag av opplysninger fra TKN og Ymber om historisk effekt- og energiutvikling samt kjennskap til lokal fremtidig utvikling i bolig og næringsstrukturen, samt befolkningsprognoser for hele området. Lastprognose for ulike utvekslingspunkt er vist i kapittel 8.4. I kapitlene er det også gitt årstall som benyttes som referanse. Termisk grenselast Luftledning Det anvendes data utgitt av SEFAS "Planleggingsbok for kraftnett". Disse legger til grunn en driftstemperatur på lederen på 80°C, lufttemperatur 20°C, vindstyrke 0,6 m/s (flau vind) og med en emisjonskoeffisient for linen på 0,5. Disse forholdene tilsvarer sommersituasjon. Ved analyser hvor maksimal vinterlast inngår, og hvor systemet er presset vil vi i mer detaljerte analyser anvende 0°C som lufttemperatur, samt ta hensyn til aktuelle spenningsgrenser. Der systemet er presset vil man analysere og eventuelt justere på grenseverdiene dersom det gir et mer reelt bilde av linjens kapasitet, flere av linjene bygd før 1990 er prosjektert og bygget med en maksimal driftstemperatur på 40 eller 50°C. Kabel Det anvendes data fra tekniske spesifikasjoner utgitt av kabelleverandørene. Maksimalstrømmen vil være avhengig av forlegningsmåte og avstand til andre kabler i samme grøft. For PEX – kabler, forutsettes en maksimal ledertemperatur på 90°C. Temperaturen i jord er forutsatt å være 15°C. For oljekablene er tillatt maksimal ledertemperatur 80/85°C, mens temperaturen i jord / sjø / omgivelse er 15-20°C. Ved krysning av vei blir ofte kablene forlagt i rør, det er også bygd mer og mer kabel i betongstøpt rørkanaler, spesielt i Tromsø sentrum. Dette reduserer tillatt maksimalstrøm, da denne er avhengig av forlegningsmåte. På regionalnettsnivå blir dette i hensyntatt i analysene så langt det er mulig. Det er verdt å merke seg at sjøkablers belastningsevne bestemmes av forlegningen i landtaket. Trafoer Overbelastning av trafoer vil innebære en temperaturstigning i viklinger, isolasjonsmaterialer og kjølemiddel. En slik temperaturstigning vil kunne ha betydning for aldringsprosessene i isolasjonsmaterialene. Ved streng kulde, og tatt i betraktning den store tidskonstanten en har for temperaturstigning, vil en likevel tillate overbelastning med inntil 30 % av merkelast ved streng kulde. På nye trafoer har en målinger av oljens topptemperatur. Så lenge denne holdes under 90°C Kraftsystemutredning for Troms Side 20 Hovedrapport kan trafoen overbelastes betydelig uten tap av levetid. Det monteres også kjølesystemer på trafoene for å holde temperaturen nede, noe som er med på øke trafoens evne til å tåle en overbelastning. Spenningsgrenser I regionalnettet er maksimalspenningen bestemt av isolasjonsnivået på de ulike komponentene, mens minimumsspenningen er bestemt ut fra stabilitetsmessige betraktninger og / eller leveringsbetingelser hos kunder. Ved for lav spenning vil en i tillegg suge ut store mengder reaktiv effekt fra kraftstasjoner, noe som er uønsket. I stasjoner med ensidig innmating, beskjeden overføring i normal lastsituasjon og lange radialer vil det reaktive tapet (reaktans i ledningen) være så stort at spenningen hos mottaker blir for lav. Spenningsfallet vil således være den begrensende faktoren for overføringskapasiteten. Tabellen under viser maksimum og minimum tillatt spenningsgrense for regionalnettet i utredningsområdet. Tabell 3 – Spenningsgrenser i regionalnettet Nettnivå 132 66 Maks [kv] 145 67 Min [kv] 128 60 Valg av spenningsnivå For å ta hensyn til eventuelle fremtidige spenningsoppgraderinger vil nye kabler og ledninger i utredningsområdet primært bli bygd for 132kV, og blir eventuelt drevet for 66kV inntil videre. Dette medfører at tilknyttede transformatorer må være omkoblbar fra 66kV til 132kV på primærsiden. Kostnadsforskjellen ved å benytte komponenter for 132kV kontra 66kV er infinitesimal. Variasjon i kortslutningsytelse i utredningsområdet medfører at det vil bli bestilt trafoer med forskjellig relativ kortslutningsspenning (eZ) for å tilpasse kortslutningsytelsen til ønsket nivå i underliggende distribusjonsnett. Dimensjonerende belastning I dimensjonerende belastning inngår all last, den store andelen av elektrisk oppvarming i alminnelig forsyning gjør at belastningstoppene vanligvis inntreffer etter en kuldeperiode av en viss varighet. Statistiske temperaturforhold, dvs. 3-døgns middel, med 2-års returtid benyttes som referansetemperatur i forbindelse med økonomisk nettdimensjonering (normal høylast). De nettløsninger som framkommer vil ofte ha tilstrekkelig teknisk margin, men for å være på den sikre siden kan nettløsningene kontrolleres mot ekstrem høylast som har 10-års returtid. Det forutsettes at det er samme 3-døgns middel i hele utredningsområdet. Dette vil ikke være tilfelle da klima vil variere fra innlandsklima i indre Troms, til kystklima på ytre Senja. Antagelsen vil likevel være god, da temperaturen tilnærmelsesvis vil svinge likt på de forskjellige stedene i utredningsområdet. Produksjonsprofiler I analyser for å dimensjonere kapasitet til systemet vil det beregnes "worst case" scenario. Det vil si at for eksempel med vindkraft vil man måtte dimensjonere nettet for å kunne ta i mot "full produksjon" i lettlast. For elvekraftverk uten eller med små magasin vil man måtte ha dimensjonert nettet til å kunne ta i mot full produksjon både i lett og tunglast. Kraftsystemutredning for Troms Side 21 Hovedrapport Ved beregninger av nettap og generelle analyser vil man bruke de målte reelle produksjonsprofilene for hvert enkelt kraftverk. For nye kraftverk benyttes antatte produksjonsprofiler for kraftverket, eventuelt brukes den en profil for et så tilnærmet lik kraftverk som man allerede har profiler for. Brukstid for tap Tapenes brukstid er et viktig underlag for å beregne kostnadene av tap, samt å finne fram til årlige energitap i et system ut fra effekttapene i tunglast. I henhold til REN og standardiserte analyser brukes normalt 2400 timer i brukstid for tap. I nettanalyser med stor integrasjon av vindkraft har en erfart problemer med å få tilgang til sannsynlig årsvariasjon for de nye vindkraftverkene i området. I slike nettanalyser vil en benytte en lavere brukstid for tap, typisk 1900 timer. I tillegg kan det utføres følsomhetsanalyser for å se i hvor stor grad brukstidens størrelse påvirker resultatet. Reaktiv effekt Behovet for nye kondensatorbatterier vurderes etter ønske om ikke å ta ut reaktiv effekt fra sentralnettet, og ikke å transportere for store kvanta reaktiv effekt. I tillegg må en ha tilstrekkelig reaktiv effekt for å holde spenningen oppe i feilsituasjoner. Kompenseringen skjer dels i trafostasjonene og dels ute i fordelingsnettet. Estetiske og miljømessige restriksjoner For å ta mest mulig hensyn til estetiske og miljømessige forhold, holdes det god kontakt med Fylkesmannens miljøvernavdeling, muséer og andre med kompetanse på dette området. Innspill i forbindelse med anleggskonsesjon blir tatt seriøst og planer tilpasset de synspunkter som framkommer. Ved planlegging av nye linjetraséer søker en så langt som mulig å tilpasse disse slik at de ikke skal virke dominerende, og skape visuell forurensning. I tillegg søker en å unngå områder som er båndlagt av miljømessige årsaker. Luftledning kontra kabel Anvendelse av luftledning kontra kabel avhenger av en rekke forhold av økonomiske, estetiske og praktiske forhold. Rent økonomisk betraktet vil luftledning være billigere enn kabel. Estetisk er kabel å foretrekke, derfor vil en i byer og tettsteder kun benytte kabel. Sviktfrekvensen for kabel og luftledning for varige feil er omtrent like store for spenningsnivået 45-132 kV. Reparasjonstiden for kabel er i gjennomsnitt vesentlig lengre. Kabel benyttet som overføringsmedie ville derfor medført større behov for reserveforsyning enn om luftledning ble benyttet. I praksis vil en derfor benytte luftledning for overføring av kraftmengder over større avstander. Dette er også dokumentert i NVE rapporten: KTE – notat nr. 42/03; Kabel som alternativ til luftledning. 4.4 Særegne forhold innen utredningsområdet Forbrukstyngdepunkt Forbrukstyngdepunktet i utredningsområdet er Tromsø. Ellers er forbruket spredt utover hele regionen, med mindre sentra og enkelte store punktlaster i mer grisne strøk. Kraftsystemutredning for Troms Side 22 Hovedrapport I utredningsområdet finnes en stor bedrift innen kategorien kraftkrevende industri: Finnfjord AS. Stort kraftuttak ved bedriften har medført at TKN kjører parallelle linjer fra Bardufoss trafostasjon til Finnfjordbotn trafostasjon. Langs kysten har man fiskeribedrifter som er svært konjunkturavhengig. Tilpasning av nettkapasitet mot denne gruppen er en utfordring da denne bedriftskategorien har korte beslutningsprosesser i forhold til et nettselskap. I tillegg er installasjonene i disse bedriftene preget av store motorlaster, som kan gi redusert spenningskvalitet i omkringliggende nett. TKN stiller strenge krav til oppstart av motorlaster i svake nett. Kraftproduksjon Kraftproduksjonen i utredningsområdet er geografisk spredt. Sør og nord i utredningsområdet er det kraftverk som mater inn i regional- eller sentralnettet, mens en i tillegg har spredte småkraftverk som mater inn i distribusjonsnettet. Småkraftverkene er et viktig bidrag for å holde tilstrekkelig spenning på lange radialer i distribusjonsnettet. Dette gjenspeiler seg også i positiv tapsmarginal for innmating fra nevnte småkraftverk. Vindkraft har også kommet i en litt større skala, i 2012 ble Fakken vindkraftverk på Vannøya i Karlsøy kommune satt i drift. Kraftverket mater inn produksjonen via an ny 66kV linje fra Fakken til Ringvassøy trafostasjon (linjen er bygget som 132kV). Klima Forsyningsområdet til TKN og Ymber er karakterisert ved to klimatyper, kystklima og innlandsklima. Dette har gitt seg utslag i valg av materiell og løsninger. For eksempel er det på enkelte steder langs kysten benyttet isolatorer med lang krypestrømsvei (FOG – isolatorer) på grunn av salting. Stålaluminiumliner er også utsatt for korrosjon og oksidasjon. For å motvirke disse prosessene benyttes det i utsatte kyststrøk fettede liner eller liner med galvanisert stålkjerne. Også vindretninger med tanke på islast blir i hensyntatt ved bygging av nye linjer. Utbygging og drift av nettet Regionalnettet i utredningsområdet drives for en stor del som separate nett, som fysisk er forbundet via sentralnettet. Nettet er også sammenhengende via et utstrakt distribusjonsnett med begrenset overføringskapasitet. Tilførsel til lokale sentra utenfor Tromsø by har i stor grad ensidig innmating. Det betyr at områder kan bli mørklagt ved kritiske feil. En begrenset reservekapasitet i distribusjonsnettet vil bedre denne situasjonen, men distribusjonsnettet vil på langt nær være en tilstrekkelig reserve ved kritiske feil. Historiske forhold og tradisjoner av betydning for energisystemet Utformingen av sentral- og regionnettet i utredningsområdet har i utgangspunktet vært bestemt av bosettingsstruktur, industri, valg av produksjonssteder og av hensiktsmessige traseer for gjennomgående sentralnett. De første overføringslinjene ble ført inn til det som den gang var de tetteste befolkede områdene. Bosettinga har seinere forskjøvet seg i enda sterkere grad til disse områdene, og en historikk om utbygginga av overføringsnettet Troms vil dreie seg om en økning av kapasiteten og bedring av leveringssikkerheten inn mot disse stedene. Kraftsystemutredning for Troms Side 23 Hovedrapport Strukturen i nettet er også preget av denne gradvise utbygginga ved at deler av anlegget avspeiler tidligere valg av spenningsnivåer. Selv om 132kV ble tatt i bruk i vårt land allerede i 1928, skjedde ikke dette i Troms før i 1960 da Innset kraftverk ble satt i drift. Den første overføringslinja i Troms ble tatt i bruk i 1910 mellom Gausvik og Harstad. I utredningsområdet stod den første lengre forbindelsen ferdig i 1913 – mellom Simavik og ”sekundærstasjonen” i Tromsø. Linja med spenning på 12kV ble i 1932 supplert med en 36kVforbindelse, som også ble forlenget til Skarsfjord. Begge disse kraftverkene mater i dag direkte inn på fordelingsnettet på 22kV. I Midt-Troms, der det første kraftverket i Bardufoss ble tatt i bruk av Troms fylkes kraftforsyning i 1922, skjedde distribusjonen ved en stadig utvidelse av 22kV-nettet. I NordTroms ble det bare gjennomført mindre utbygginger med lokale nett i mellomkrigstida, og fra Ymbers første kraftverk i Sikka, som stod ferdig i 1950, skjedde distribusjonen via fordelingsnettet. Det var først da spørsmålet om en større kraftutbygging for Midt-Troms og Tromsø kom opp etter 1945, at det ble aktuelt med overføringer med høyere spenningsnivå. Det ble bygd trafostasjon på Hungeren og 66kV-overføring mellom Bardufoss og Tromsø. Anlegget ble tatt i bruk da nye Bardufoss kraftverk ble satt i drift i oktober 1953. Det ble samtidig bygd en 60kV-linje til Setermoen. Den ble imidlertid drevet med 22kV fram til 1961, da den ble forlenget til Salangen og koblet om til 66kV. Ønsket om tungindustri i Troms i forbindelse med Nord-Norge-planen, endte med et smelteverk i Finnfjordbotn i Lenvik. Det ble derfor også bygd en 66kV-forbindelse fra Bardufoss til en ny trafostasjon i Finnfjordbotn. Med utgangspunkt i dette opprinnelige 66kV-nettet, ble overføringene gradvis forlenget. I Tromsø stod Charlottenlund trafostasjon ferdig ved midten av 1960-tallet, og seinere ble 66kV-nettet utvidet til stasjonene Gimle, Kroken, Kvaløysletta og Sentrum. Og det ble bygd en 66kV- linje videre fra Kvaløysletta til Ringvassøya. Fra Finnfjordbotn ble overføringslinjene i 1966 forlenget over Gisundet til Svanelvmo på Senja og seinere til trafostasjonene Silsand og Straumsnes. I Midt-Troms ble det også bygd 66kV-nett til trafostasjoner i Storsteinnes, Nordkjosbotn og Øverbygd og til Dividalen kraftverk. Med utbygginga av sentral- og regionalnett med 132kV fra 1960, er det bare disse forlengelsene av det opprinnelige 66kV-nettet som har blitt stående – forbindelsene fra Setermoen til Salangen, fra Finnfjordbotn til Senja, fra Meistervik til Nordkjosbotn m.v. og Tromsø-overføringene fra Hungeren. 132kV-forbindelsen nådde Bardufoss og Meistervik i 1960, Hungeren i 1963, Finnfjordbotn 1972 og Setermoen (Bardu) i 1983. 66kV-linjer som ble drevet parallelt en tid fram til Hungeren og Finnfjordbotn ble etter hvert opprustet til 132 kV, og trafostasjoner langs disse linjene likeledes bygd om. I Nord-Troms ble det bygd ut et 60kV-nett i løpet av 1960-årene; fra Nordreisa til Hamneidet, og det ble bygd en forbindelse til Kautokeino i Finnmark. I forbindelse med de store kraftutbyggingene i Kåfjord og Kvænangen, vedtok Stortinget i 1963 at staten skulle stå for utbygginga av stamlinjenettet. I 1966 ble YMBER – nettet koblet til Vest-Finnmark via statens linje til Kvænangen. Da Guolasjohka kraftverk stod ferdig i 1971 og Troms Kraft kunne ta i bruk sin nye linje til Tromsø, ble stamlinjenettet i Nord-Troms lagt om til 132kV. YMBER var tilkoblet dette nettet over Nordreisa trafo, og kunne seinere utvide sitt overføringsnett med utgangspunkt i de forbindelsene som ble etablert denne perioden. Med 132kV-forbindelsen mellom Kåfjord og Tromsø var også Nord-Troms og det meste av Finnmark tilsluttet det daværende samkjøringsområdet nord for Salten. Kraftsystemutredning for Troms Side 24 Hovedrapport Etter denne samlinga innenfor et felles kraftrike, har den videre utbygginga av sentral- og regionalnettet både skjedd ved etablering av 400kV-forbindelse (fra Salten til Balsfjord) og en videre utbygging av 66kV-nettet med utgangspunkt i strukturen fra 1950- og 1960-tallet, men det har mest av alt dreid seg om omlegging til og nybygging av 132kV-nett. Nettet representerer således både en modernisering, samtidig som det avspeiler strukturen ved elektrisitetens gjennombrudd i vår region i 1950- og 1960-årene. Kraftsystemutredning for Troms Side 25 Hovedrapport 5 Beskrivelse av dagens kraftsystem 5.1 DAGENS KRAFTNETT OG STATISTIKK FOR OVERFØRING Unntatt offentlighet etter Off. loven § 6-1 5.2 KRITISKE FEILSITUASJONER Unntatt offentlighet etter Off. loven § 6-1 Kraftsystemutredning for Troms Side 26 Hovedrapport 5.3 STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSPRODUKSJON Kraftproduksjonen i utredningsområdet er geografisk spredt. Sør og nord i utredningsområdet er det kraftverk som mater inn i sentral- eller regionalnettet. I tillegg har en småkraftverk som mater inn i et utstrakt distribusjonsnett (22kV). Figur 5-1 Kartet viser en oversikt over eksisterende produksjonsanlegg Installert ytelse i de 25 kraftverkene er 657 MVA, mens maksimal vinterytelse er 493 MW. Energiproduksjon Normalproduksjonen av energi i utredningsområdet er 2 517 GWh. Av kraftverkene i området er det Statkrafts kraftverk i Straumsmo som produserer mest, med cirka 640 GWh i snitt årsproduksjon siste 10 år, etterfulgt av Innset kraftverk med cirka 420 GWh. Figuren nedenfor viser produksjonen ved kraftverkene i området. Produksjonen er splittet mellom de ulike produsentene. Man kan her se at Troms Kraft Produksjon sin søyle går vesentlig ned fra 20122013, dette er i hovedsak på grunn av overdragelsen av Bardufoss kraftverk fra TKP til Statkraft. Kraftsystemutredning for Troms Side 27 Hovedrapport Figur 5-2 Grafisk fremstilling av energiproduksjon i utredningsområdet Figuren over viser en grafisk fremstilling av produksjon i utredningsområdet. Statkraft og Troms Kraft Produksjon AS er de største produsentene av kraft i området. Maksimal vinterytelse Installert ytelse har vært konstant i perioden 1994 frem til 2012, da kom Fakken vindkraftpark inn på nettet og økte maks vinterytelse fra 473MW til 493MW. Som man ser av figuren nedenfor er størsteparten av produksjonen tilknyttet sentralnettet. Kraftsystemutredning for Troms Side 28 Hovedrapport Distribusjonsnett Regionalnett Sentralnett 600 500 [MW] 400 300 200 100 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Årstall Figur 5-3 Utviklingen av maksimal vinterytelse i utredningsområdet Kraftverkene med høyest vinterytelse er Innset og Straumsmo med til sammen 220 MW, også Bardufoss, Guolasjohka og Skibotn har høy vinterytelse med til sammen 191 MW. For detaljer om merkeytelse og maksimal vinterytelse vises til vedlegg kapittel Feil! Fant ikke referansekilden.. Dagens produksjonsanlegg fordelt på nettnivå Det finnes i dag 29 kraftstasjoner med 39 generatorer innenfor utredningsområdet. Av disse er 8 stasjoner tilknyttet regional- eller sentralnettet, med en total maksimal vinterytelsen på 460 MW. De øvrige stasjonene er tilknyttet distribusjonsnettet og har en maksimal vinterytelse på 32,6 MW. I kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. og kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. er det vist en detaljert oversikt over alle kraftstasjonene i området, og nøkkeltall for disse. Kondensatorbatteri Det er installert 12 kondensatorbatteri, fordelt rundt i nettet. Total installert ytelse er 78,9 MVAr. Kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. i vedlegg, viser detaljer om hvert enkelt batteri samt hvilken stasjon det er tilknyttet. Kraftsystemutredning for Troms Side 29 Hovedrapport 5.4 STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSFORBRUK På de etterfølgende sidene er lastdata systematisert på ulike måter for å illustrere hvordan utviklingen har vært de siste 10 år. Alminnelig forsyning I kategorien alminnelig forsyning er utetemperaturen den klimafaktoren som påvirker belastningen desidert mest. Dette skyldes den store andelen av elektrisk romoppvarming som finnes innenfor denne kategorien. Energi- og effektforbruket for alminnelig forsyning er derfor temperaturkorrigert. Kraftkrevende industri er bare i liten grad temperaturavhengig og er derfor ikke temperaturkorrigert. Alminnelig forsyning defineres som alt forbruk med unntak av kraftkrevende industri og utkoplbart forbruk. Utkoplbart forbruk 1.7.2012 etablerte TKN en ny ordning for fleksibelt forbruk, som erstatning til ordningen om utkoblbart forbruk. Kunder som tegner nettleieavtale om fleksibelt forbruk, og kan kobles ut ved behov, får rabatt på effektleddet på ordinær nettleietariff. Dette tilbudet gjelder for anlegg med installert effekt over 500 kW og med fjernstyring fra driftssentralen til Troms Kraft. Det stilles ikke krav til reserveforsyning ved utkobling, men kunden må selv ta ansvaret for eventuelle konsekvenser når strømforsyningen uteblir. Forbruket vil bli koblet ut når det er behov for dette og ut i fra kapasitetsbegrensninger i strømnettet. Troms Kraft Nett styrer utkoblingene, og kunder må påregne strømutkoblinger opp til flere ganger i året. Kundene kan velge mellom følgende tariffkategorier for fleksibelt forbruk: 1. Momentant utkobling og ubegrenset varighet: 50 prosent rabatt på effektleddet på ordinær nettleietariff 2. En time varsel og ubegrenset varighet: 40 prosent rabatt på effektleddet på ordinær nettleietariff Kraftkrevende industri Det finnes kun en bedrift i utredningsområdet som kommer inn under kategorien kraftkrevende industri. Dette er smelteverket i Finnfjordbotn, Finnfjord AS. Bedriften tok i 2004 ut 850GWh elektrisk kraft med et maksimaluttak på 116MW. Uttaket i 2004 er det høyeste registrerte uttak av Finnfjord AS i utredningsperioden, etterfulgt av 800 GWh i 2008 som det nest høyeste året. Brukstiden ligger normalt opp mot 8000 timer. Finnfjord AS har installert et gjenvinningsanlegg som vil gjøre at totalforbruket er forventet å gå ned de nærmeste årene, mens maksimaluttaket fortsatt vil være det samme. Kraftsystemutredning for Troms Side 30 Hovedrapport Energiforbruk Nedenfor er energiforbruket i utredningsperioden systematisert etter følgende kriterier: • geografisk fordeling • faktisk / temperaturkorrigert forbruk i et 10 års perspektiv • fordeling mellom ulike kundegrupper • fordeling mellom alminnelig forsyning, kraftkrevende industri og utkoplbart forbruk Geografisk fordeling I figuren nedenfor er den geografiske fordelingen mellom de to konsesjonærene (TKN og YMBER) vist, samt at TKNS to store lastpunkter er spesifisert. Figur 5-4 Geografisk fordeling av energiforbruket i utredningsområdet Figur 5-4 viser geografisk fordeling av energiforbruket i utredningsområdet. Alle tall er gitt i GWh (temperaturkorrigert energiforbruk, inklusivt utkoplbart forbruk). I tallmaterialet for Tromsø inngår alle stasjoner på øya, samt stasjonene Kroken, Hungeren og Kvaløya Det største lasttyngdepunktet er Tromsø by med ca 40 % av det totale lastuttaket i utredningsområdet. Finnfjord AS forbruker normalt ca 25 % av totallasten, og er den største enkeltkunden. Historisk energiutvikling Målt energiforbruk (ukorrigert) i utredningsområdet (inklusivt utkoplbart forbruk) har hatt en endring fra 2918 GWh i 2004 til 2425 GWh i 2013. Dette gir en nedgang i forbruket, noe som vi Kraftsystemutredning for Troms Side 31 Hovedrapport mener skylder to ting. Det ene er at vi nå har bedre/flere målinger i nettet og at vi derfor får et mer reelt tall som sannsynligvis viser at forbruket har vært antatt for høyt tidligere. Men også fordi at Fakken vindkraftpark begynte å mate inn i nettet, og vi har en feil i summeringen av måleverdiene som vi ikke har rukket og funnet ut av før innlevering av KSU 2014. Dette vil bli rettet opp straks vi finner feilen slik at verdiene blir rett i fremtidig statistikk og KSUer. Det maksimale temperaturkorrigerte forbruket som er registrert i perioden var i år 2004 med 3047 GWh. For flere detaljer om det historiske forbruket vises det til vedlegg kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. og Feil! Fant ikke referansekilden.. Faktisk energiforbruk [GWh] 1) Temperaturkorrigert energiforbruk [GWh] 1) 3400 3200 GWh 3000 2800 2600 2400 2200 2000 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Årstall Figur 5-5 Historisk utvikling i elektrisk energiforbruk i utredningsområdet Figuren over viser historisk utvikling i elektrisk energiforbruk i utredningsområdet. Diagrammet viser at det maksimale forbruket som ble målt i 10-årsperioden ble registrert i 2004 med 3047 GWh (temperaturkorrigert). Drift av anlegget til Finnfjord AS har stor betydning for energiuttaket i regionen, og var ikke i full drift i 2006. Energiuttaket ved Finnfjord AS er ikke temperaturkorrigert. Fordeling mellom ulike kundegrupper Størst kundegruppe er husholdning med ca 43 % av totalt forbruk. Størrelsen på de ulike kundegruppene varierer mye innen utredningsområdet. Finnfjordbotn trafostasjon er spesiell der opp mot 90 % er kraftkrevende industri. Dette skyldes et stort lastuttak hos Finnfjord AS. Kraftsystemutredning for Troms Side 32 Hovedrapport Effektuttak På samme måte som energiforbruket er også effektuttaket systematisert etter følgende kriterier: • geografisk fordeling • faktisk- / temperaturkorrigert forbruk i et 10 års perspektiv • fordeling mellom ulike kundegrupper • fordeling mellom alminnelig forsyning, kraftkrevende industri og utkoplbart forbruk Geografisk fordeling Nedenfor er den geografiske fordelingen mellom de to konsesjonærene vist. Smelteverket i Finnfjordbotn og Tromsø er skilt ut fra øvrig lastuttak. Figur 5-6 Geografisk fordeling av effektuttaket Figuren over viser geografisk fordeling av effektuttaket i utredningsområdet. Effektuttaket er temperaturkorrigert med 2 års returtid. Flere detaljer om effektuttaket er vist i kapittel Feil! Fant ikke referansekilden.og Feil! Fant ikke referansekilden. i vedlegget. Kraftsystemutredning for Troms Side 33 Hovedrapport Historisk effektutvikling Maksimal effekt Alminnelig forsyning 600 Effekt [MW] 500 400 300 200 100 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Årstall Figur 5-7 Historisk utvikling av effektuttaket i utredningsområdet Figuren over viser det maksimale effektuttaket målt i utredningsperioden. Diagrammet viser at det maksimale effektuttaket målt i perioden er registrert i 2004 med 509 MW. Ser man bare på alminnelig forsyning var maksimalt effektuttak 393MW. Temperaturkorrigeres effekten (med 2 års returtid) er maksimalverdien 531 MW og er registrert i år 2004. Kraftsystemutredning for Troms Side 34 Hovedrapport 5.5 UTVEKSLING MELLOM SENTRAL- OG REGIONALNETT Kraftbalansen fremkommer som differansen mellom produksjon og forbruk i området. Utkoplbart forbruk er ikke inkludert i forbruket. Energi Utredningsområdet har vært, og er fortsatt, et underskuddsområde for elektrisk energi. Underskuddet har variert mye fra år til år i perioden fra 2002 til 2011. Størst underskudd var i 2011 med liten produksjon og høyt forbruk. I 2002, 2003 og 2005 ble underskuddet lite pga. stans ved Finnfjord AS, samt høye priser pga. frykt for strømkrise. Det er derfor grunn til å vente at underskuddet vil øke inntil en eventuell ny produksjon blir bygget ut. Produksjon Last Sum for utredningsområdet 3500 3000 Energi [GWh] 2500 2000 1500 1000 500 0 -500 -1000 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Årstall Figur 5-8 Historisk utvikling av energibalansen i utredningsområdet Figuren over viser utvikling i energibalansen i utredningsområdet. Last er ikke temperaturkorrigert og produksjon er ut fra faktisk produksjon. I et normalår for produksjon og forbruk forventes underskuddet på 333 GWh basert på et snitt for de 10 siste årene. I 2012 ble Fakken vindkraftpark satt i drift, dette har hjulpet på energibalansen. For ytterligere detaljer omkring utviklingen i energibalansen henvises til kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. i vedleggene. Kraftsystemutredning for Troms Side 35 Hovedrapport Effekt Effektbalansen i området har endret seg fra et underskudd i starten av perioden til å ligge i balanse i slutten av perioden. I 2004 var underskuddet størst med -37 MW. Produksjonen i området har vært tilnærmet konstant i perioden frem til 2012, da ble Fakken vindkraftpark installert, og de siste to årene har det vært et overskudd, hvor det største var i 2013 med 61 MW. Produksjon Last Sum for utredningsområdet 600 500 [MW] 400 300 200 100 0 -100 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Årstall Figur 5-9 Utvikling av effektbalansen i utredningsområdet Ytterligere detaljer vedrørende utviklingen i effektbalansen er vist i vedlegg kapittel Feil! Fant ikke referansekilden.. Kraftsystemutredning for Troms Side 36 Hovedrapport 5.6 MANGLENDE LEDIG NETTKAPASITET TIL NY PRODUKSJON Vurdering av nettkapasitet – Småkraft I tabellen under er det gjort en analyse av nettkapasiteten med bakgrunn i alle kjente meldte og planlagte småkraftverk. Det er tatt utgangspunkt i alle småkraftverk meldt inn til NVE pluss de som TKN i tillegg kjenner til for å vurdere et realistisk småkraftpotensial. Vurderingen av kapasiteten er gjort ved hjelp av lastflytanalyser for dagens nett, hvor dimensjonerende scenario er lavlast (sommer). Vurderingen tar kun høyde for regionalnett inkludert transformatorer mellom regionalnett og distribusjonsnett. For kommuner med flere potensielle innmatingspunkt mot regionalnettet, har utreder foretatt en vekting i forhold til hvor mye potensiell småkraft som er antatt å mate mot hvilket punkt. Kommuner uten innmatingspunkt på regionalnettsnivå er vurdert mot nærmeste geografiske innmatingspunkt, se for øvrig kommentarer i tabellen under. Lastflytanalysen finnes i vedlegg kapittel Feil! Fant ikke referansekilden.-Feil! Fant ikke referansekilden.. Kraftsystemutredning for Troms Side 37 Hovedrapport Tabell 4 - Vurdering av nettkapasitet i forhold til forventet småkraftpotensial Kommunena Småkraftpotensial vn [MW] Tromsø 93,7 Lavangen Bardu Salangen Målselv Sørreisa Dyrøy Tranøy Torsken Berg Lenvik Balsfjord Karlsøy Lyngen Storfjord 3,7 52,4 3,2 1,5 13,2 1,3 0,0 0,0 6,6 2,0 15,0 3,2 14,6 73,9 Kåfjord Skjervøy Nordreisa Kautokeino 20,6 4,4 5,7 0,0 Kraftsystemutredning for Troms Status (Rød, Gul, Grønn eller Hvit) Begrensning Avhengig av hvor produksjon kommer vil det kunne oppstå kapasitetsbegrensninger ved Sandvika trafostasjon og Ullsfjord trafostasjon. Planlagt tiltak Ny trafostasjon ved Steinnes, Ullsfjord Kapasitetsbegrensning ved Bardu trafostasjon Utvidet transformatorkapasitet Kapasitetsbegrensning ved Lyngen transformatorstasjon Utvidet transformatorkapasitet Ny trafostasjon ved Hatteng (80 MVA) Kapasitetsbegrening ved Goulasjokka Side 38 Hovedrapport 5.7 ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNINGEN PÅ KRAFTSYSTEMET I det etterfølgende gis en kort oppsummering av alternative energikilder (alternativer til vannkraft) og historisk produksjon. Alternative energikilder Nåværende kjent produksjon ved alternative energikilder samt etablerte produksjonsanlegg behandles i dette kapitlet. Breivika varmesentral: Breivika varmesentral er etablert i et eget bygg i tilknytning til UNN. Sentralen leverer energi til dagens fjernvarmenett innenfor eksisterende konsesjonsområde. VS2 vil etter at fjernvarmenettet er utbygd ha 2. prioritet som energikilde etter VS1A. Spisslastbehovet er beregnet til ca. 20 MW. Langnes varmesentral: Langnes varmesentral ble reist i forbindelse med etableringen av kjøpesentrene K1 og Jekta. Total installert effekt er på 4 MW (fordelt på to containere 2,8 MW + 1,2 MW). Sentralen har vært midlertidig og flyttes i sin helhet sommeren/høsten 2014. Seminaret Varmeanlegg: Denne sentralen har oljekjeler og el-kjeler og leverer varme til Seminaret Bo og Omsorgssenteret og til Tinghuset. Årlig leveranse er ca 1,7 GWh. Storelva Varmeanlegg: I Storelvaområdet leveres det ca. 1 GWh/år til kommunale og fylkeskommunale bygg. Foreløpig er det etablert en midlertidig containerbasert varmesentral basert på olje. I tillegg drifter Troms Kraft Varme en rekke elkjeler i byggene som mottar varme. Anlegget leverer varme til Storelva skole, Storelvahallen, Storvollen barnehage, Kvaløya vgs. (ny og eldre del). Tomasjordnes Varmeanlegg: Prosjektet gjelder i all hovedsak boligområdet på Tomasjordnes. I 2013 ble det levert ca. 6 GWh via el- og gasskjel fra Tomasjordnes varmesentral. Tomasjordnes er første del av prosjektet, og har vært under utbygging siden 2005. Hergjenstår to boligblokker (Nesset). Det er etablert en intern varmesentral på Tomasjordnes basert på gass (propan) og elektrisitet. Total installert effekt er 2,7 MW. Denne vil bli en spiss- og reservelastsentral når et eventuelt nytt fornybart anlegg etableres. Strandkanten Varmeanlegg: Sentralen ble bygget i løpet av 2008/09 og satt i drift i 2009 i regi av Strandkanten infrastruktur AS, som er et datterselskap av TKV. VS6 vil fungere som en permanent sentral og ha funksjon som spisslast- og reservesentral for Sentrum sør og Sør-Tromsøya. Installert effekt vil, når sentralen er ferdig utbygd, være på 8,8 MW. Første byggetrinn har installert effekt på 1,4 MW (varmepumpe) og 3 MW (olje og el). Brøstadbotn Varmeanlegg: Kraftsystemutredning for Troms Side 39 Hovedrapport Denne sentralen fyres med biobrensel (skogflis) og leverer varme til en rekke offentlige bygg og næringsbygg i Brøstadbotn. Anlegget har en kapasitet på å levere 5GWh, mens årlig leveranse er ca. 3 GWh. Setermoen Varmeanlegg: Forsvarsbygg MO Setermoen har erstattet 30 separate olje- og elektrisitetsfyrte anlegg med en fjernvarmesentral som forsyner forsvarets anlegg på Setermoen. Det nye fjernvarmeverket kan benytte elektrisitet, olje, biobrensel og gass som energikilde, har en samlet kapasitet på ca. 16 MW og en årlig produksjon på ca. 9 GWh. Fra fjernvarmesentralen er det etablert et fjernvarmenett som går til Setermoen sentrum. Kommunale og fylkeskommunale bygg er planlagt tilkoblet dette nettet. I 2007 ble både kommunehuset og veksthuset på Setermoen tilknyttet. Heggelia Varmeanlegg: Forsvarsbygg MO Bardufoss har ett fjernvarmenett som forsyner bygningsmassen på Bardufoss og i Heggelia med fjernvarme. Totalt leverte dette anlegget 13,8 GWh fjernvarme i 2003. Botnhågen Varmeanlegg: På Botnhågen utenfor Finnsnes har selskapet Senja Avfall AS drevet fjernvarmeanlegg siden man fikk forebrenningsanlegg på midten av 1980-tallet. Man leverer varme til en videregående skole, en fotballhall og seks næringsbygg i området Dette anlegget bruker kvernet avfall som brensel og leverer varme til noen bygg i Botnhågen. I tillegg genererer anlegget elektrisitet fra en 400 kVA dampdrevet maskin/generator. Årlig produserer anlegget ca. 2,5GWh fjernvarme. Stasjonær energibruk for ulike energibærere Alternativ energi kan sees på som energiløsninger som er forskjellig fra tradisjonell elektrisk energi/produksjon. Energiformen kan for noen alternativer bidra til å redusere behovet for forsterkninger av eksisterende kraftnett. Dette forutsetter at energiformen ikke må transporteres til forbruker via kraftnettet. I motsatt fall har energiformen få eller ingen fordeler med hensyn til dimensjonering og drift av kraftnettet. Oppsummering av de lokale energiutredningene I utredningsområdet er det stor variasjon på satsningen på alternative energiformer. Enkelte kommuner har en formening om emnet mens andre i mindre grad tar stilling til bruk av alternative energiløsninger. De lokale energiutredningene viser at kommuner har forskjellig grad av interesse for sparepotensial som ligger i energiøkonomisering av kommunens bygningsmasse samt muligheter for utnyttelse av råmaterialer/naturressurser som finnes i nærområdene. Kraftsystemutredning for Troms Side 40 Hovedrapport 6 Fremtidige overføringsforhold 6.1 DRIVERE FOR SCENARIOUTVIKLINGEN For å kunne si noe om utviklingen av kraftsystemet vil en være avhengig av å etablere prognoser for fremtidig energi- og effektutvikling. Drivere til disse prognosene vil kunne basere seg på mange ulike faktorer. For vårt utredningsområde er følgende drivkrefter vurdert å ha tilknytning til det fremtidige kraftsystemet. Klimafokus EUs klimapakke, med sitt tredelte mål om 20 % økt fornybar andel, 20 % energisparing og 20 % redusert CO2 utslipp innen 2020, samt nasjonal oppfølging via Stortingets “klimameldingen” danner insentiver som vil kunne påvirke den fremtidige kraftbalansen. Fornybar produksjon Det forventes at felles ordning for el-sertifikater mellom Norge og Sverige vil påvirke realiseringstidspunkt for en del fornybar produksjon. Ordningen har som mål å realisere 26,4 TWh ny fornybar produksjon i de to landene innen år 2020. Utslipp fra skipstrafikken Som et ledd i å redusere CO2 utslipp, har ulike politiske grupperinger, myndigheter og miljøvernorganisasjoner rettet fokus mot landsstrøm for skip som ligger til kai. Lokalt er det registrert aktivitet på dette området, og det er forventet at dette følges opp med konkrete planer om tiltak. Befolkningsutvikling Den fremtidige befolkningsutviklingen i området vil påvirke lastutviklingen, og vil dermed også være en faktor som tas hensyn til ved utarbeidelse av prognoser for lastutvikling. Øvrige drivkrefter Blant de øvrige drivkreftene som ligger til grunn for den fremtidige kraftbalansen, vil følgende faktorer ha en påvirkende rolle i større eller mindre grad: - Samfunnsutviklingen generelt (politisk og økonomisk klima lokalt/globalt) Industriutvikling (etablering/avvikling) Prisutviklingen på elektrisitet kontra andre substitutter Energisparing Innfasing av nye forbruksartikler (f.eks. hurtigladere for el-biler) Innføring av AMS Kraftsystemutredning for Troms Side 41 Hovedrapport 6.2 UTARBEIDING AV SCENARIOER TKN har utarbeidd to ulike scenario for fremtidens kraftsystem, scenario A – Referansealternativet og scenario B – Reduksjon fornybar, hvor scenario A er referansealternativet som representerer den utviklingen vi har mest tro på. I tillegg til har vi scenario B, som representerer en tankegang hvor vi ser for oss at en del av fornybarprosjektene som er innmeldt ikke realiseres av ulike årsaker. Forbruksutviklingen er vurdert dit hen at den forventes lik for begge scenario. Scenario A - Referansealternativet Scenario A representerer referansealternativet for utredningsområdet, hvor følgende forutsetninger er lagt til grunn: - - Fortsatt tro på markedsbetingelser med tanke på etablering av ny fornybar produksjon. Det forventes at store vindkraftprosjekter realiseres innen sertifikatordningen går ut i år 2020. Det forventes også at en stor grad av småkraftprosjekter realiseres innen samme år. I tillegg forventes det også en viss grad av etablering av fornybar produksjon etter år 2020. Ingen barrierer for nettinvesteringer på grunn av nye store fornybarprosjekter Urbanisering og folkevekst i Tromsø og Finnsnes Økt aktivitet ved forsvarets anlegg på innlandet som fører til forbruksvekst Økt effektuttak for kraftintensiv industri, samt fiskeriindustri Scenario B – Reduksjon fornybar Scenario B representerer en alternativ retning hvor følgende utviklingstrekk er lagt til grunn: - Mindre tro på markedsbetingelser for fornybar produksjon og dermed reduksjon av prosjekter som igangsettes, både store og små. Reduksjon i nettinvesteringer som følge av mindre fornybar produksjon. Urbanisering og folkevekst i Tromsø og Finnsnes Økt aktivitet ved forsvarets anlegg på innlandet som fører til forbruksvekst Økt effektuttak for kraftintensiv industri, samt fiskeriindustri Kraftsystemutredning for Troms Side 42 Hovedrapport 6.3 PROGNOSER FOR PERIODEN 2014 – 2033 Scenario A Forbruk Prognosen for forbruksutvikling baserer seg på fremtidig kjente punktlaster i utredningsområdet, som sammen med en stipulert utvikling i grunnlast utgjør en kvalifisert vurdering av hvordan forbruket kommer til å utvikle seg i analyseperioden. Punktlastene påvirker i stor grad den prognostiserte veksten tidlig i perioden, og utgjør til sammen rundt 140 MW. Punktlastene er lokalisert over hele utredningsområdet med hovedtyngden av nytt forbruk i Tromsø by. Endring i grunnlasten varierer fra 0-1 % årlig for hver trafostasjon. Denne årlige endringen baserer seg på SSB data hvor det forventes en stor grad av urbanisering med tilhørende befolkningsvekst for regionsentra, og nedgang i befolkningen i utkantstrøk. Pronosert energiforbruk for perioden - Last - Høy 2014 til 2033 [GWh] 4000 GWh 3500 GWh 3000 GWh 2500 GWh 2000 GWh 1500 GWh 1000 GWh 500 GWh 0 GWh 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 Årstall Figur 6-1 Prognosert energiforbruk scenario A Figuren ovenfor viser prognostisert utvikling i energiforbruk. Innen utgangen av utredningsperioden er det forventet at energiforbruket øker fra i overkant av 2500 GWh i år 2014, til over 3500 GWh i år 2033. Kraftsystemutredning for Troms Side 43 Hovedrapport Prognosert effektuttak i perioden - Last-Høy 2014 til 2033 [MW] 3) 4) 800 700 Effekt [MW] 600 500 400 300 200 100 0 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 Årstall Figur 6-2 Prognosert effektuttak scenario A Tilsvarende viser effektutviklingen samme trend som veksten i energiforbruket. Det er forventet at effektutviklingen øker med omtrent 200 MW i analyseperioden. Produksjon Det er til nå innmeldt i overkant av 100 prosjekter relatert til ny fornybar produksjon i utredningsområdet. Dette tilsvarende ca. 800 MW ny produksjon, hvor summen av småkraftprosjekter utgjør ca. 300 MW, og større vindkraftutbygginger utgjør omtrent 500 MW. Energiproduksjon for alle innmeldte prosjekter er antatt til omtrent 3 TWh, hvor de større prosjektene forventes å utgjøre rundt 2 TWh produksjon, og småkraftproduksjon i størrelsesorden 1 TWh. Basert på denne porteføljen av prosjekter og driverne tilknyttet scenario A, er det foretatt en kvalitativ vurdering hvor man sitter igjen med en stor del av de større vindkraftprosjektene, og omtrent 80 % av småkraftprosjektene som en tenkt realiserbar del av porteføljen. Det er svært vanskelig å vurdere de fremtidige markedsforholdene for fornybar produksjon, men på grunn av kjente politiske insentiver, forventes det en stor grad av realisering innen år 2020, med tyngdepunkt i årene 2018-2020. Deretter forventes det en gradvis realisering av porteføljen. Kraftsystemutredning for Troms Side 44 Hovedrapport Akkumulert ny energiproduksjon 3000 Energi [GWh] 2500 2000 1500 1000 500 0 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 Årstall Figur 6-3 Akkumulert ny energiproduksjon – Scenario A Som figuren viser, forventes den største økningen av ny fornybar energiproduksjon rundt år 2020. Det forventes at omtrent 2,5 TWh fornybar produksjon kommer på nett i løpet av analyseperioden. Akkumulert ny effektproduksjon 300 250 Effekt [MW] 200 150 100 50 0 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 Årstall Figur 6-4 Akkumulert ny effektproduksjon – Scenario A Kraftsystemutredning for Troms Side 45 Hovedrapport Figuren viser tilsvarende utvikling for ny effektproduksjon, og det antas at i scenario A vil det etableres nesten 300 MW ny produksjon i utredningsområdet. Merk at det her er snakk om installert vinterytelse, småkraftporteføljen vil da ikke betraktes i denne fremstillingen. Scenario B Forbruk Utviklingen i forbruk er forventet som i scenario A. Produksjon Det forventes at en tilsvarende del av småkraftporteføljen i scenario A blir realisert i scenario B. Blant de større fornybarprosjektene, forventes det av 20 % blir realisert i løpet av analyseperioden. Produksjonsprofilen de neste 20 årene, reflekterer i stor grad den forventede utviklingen i scenario A, med hovedvekt av nye prosjekter rundt år 2020, og deretter en utflating og gradvis økning i slutten av analyseperioden. Akkumulert ny energiproduksjon 1400 1200 Energi [GWh] 1000 800 600 400 200 0 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 Årstall Figur 6-5 Akkumulert ny energiproduksjon – Scenario B Som figuren viser, forventes det i scenario B en redusert utvikling i fornybar produksjon, tilsvarende ca 1,2 TWh. Kraftsystemutredning for Troms Side 46 Hovedrapport Akkumulert ny effektproduksjon 90 80 70 Effekt [MW] 60 50 40 30 20 10 0 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 Årstall Figur 6-6 Akkumulert ny effektproduksjon – Scenario B De er i stor grad større prosjekter som bidrar med vinterytelse, og med en relativt stor grad av denne porteføljen dømt ut, forventes det en relativt lav økning i installert vintereffekt ved analyseperiodens ende. Balanse Som figurene viser, vil energi og effektbalansen påvirkes av de prognostiserte utviklingene for de to scenarioene. På grunn av mange kjente, og meldte punktlaster, og relativt sett mindre etablering av fornybar produksjon, vil effekt og energibalanse påvirkes i negativ grad de nærmeste årene. Når man nærmer seg år 2020, vil derimot scenarioutviklingen føre til en gradvis større avstand i kraftbalansen. Vi ser at for scenario A vil etablering av ny fornybar produksjon øke i mye større grad enn scenario B. I scenario A forventes det en stor grad av fornybar produksjon basert på politiske insentiver rundt år 2020, og videre en forholdsvis jevn utvikling av fornybar. I scenario B vil derimot fornybarutviklingen rundt år 2020 være dempet, på grunn av usikkerhet rundt markedsvilkår og gjennomføringsevnen til de mange prosjektene som er innmeldt. Kraftsystemutredning for Troms Side 47 Hovedrapport Energibalanse- Scenario A 2014 - 2033 [GWh] Energibalanse- Scenario B 2014 - 2033 [GWh] Historisk energibalanse i perioden 2004 - 2013 [GWh] 2000 1500 Energi [GWh] 1000 500 0 2004 2008 2012 2016 2020 2024 2028 2032 -500 -1000 -1500 Årstall Figur 6-7 Prognosert energibalanse for scenarioene. Utredningsområdet vil i scenario B omtrent ligge i balanse mellom forbruk og produksjon, mens det i scenario A vil være energioverskudd i området. Når det gjelder effektbalansen, så vil den utvikle seg på oversiden av balanse i scenario A, dette baserer seg i stor grad på ny installert vindkraft hvor det forventes en viss utvikling i vintereffekt fra produksjonen. For scenario B vil ny fornybar i stor grad være småkraft, og annen alternativ produksjon som ikke i like stor grad vil bidra med vintereffekt. Kraftsystemutredning for Troms Side 48 Hovedrapport Effektbalanse- Scenario A 2014 - 2033 [MW] Effektbalanse- Scenario B. 2014 - 2033 [MW] Historisk effektbalanse i perioden 2004 - 2013 [MW] 200 150 Effekt [MW] 100 50 0 2004 2008 2012 2016 2020 2024 2028 2032 -50 -100 -150 -200 Årstall Figur 6-8 Prognosert effektbalanse for scenarioene. 6.4 LASTFLYTANALYSER Unntatt offentlighet etter Off. loven § 6-1 Kraftsystemutredning for Troms Side 49 Hovedrapport 7 Tiltak og investeringsbehov Lastflytanalyser for utredningsperioden kombinert med scenario oppbyggingen viser at det er behov for re/nyinvesteringer i regionalnettet de nærmeste årene på grunn av kapasitetsproblemer/leveringssikkerhet. Men det vil i hovedsak være reinvesteringer som følge av utløpt levetid, hvor det også gjøres kapasitetsoppgraderinger og investeringer som er initiert av ny planlagt produksjon, da spesielt dersom det realiseres planlagt produksjon på Kvitfjell og Raudfjell vindkraftparker på Sør-Kvaløya. 7.1 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg TKN driver nå og bygger 132kV linje fra Håkøybotn til Brensholmen for å møte økt forespørsel av kapasitet hovedsakelig for fiskeindustrien på Sommerøy, og utbedre spenningskvaliteten og forsyningssikkerheten i området. Denne linjen dimensjoneres også for å kunne frakte planlagt vindkraft fra Kvitfjell/Raudfjell mot Håkøybotn. Den er naturlig nok derfor øverst på listen over investeringer på regionalnettet i tabellen under. Det nærmeste investeringen etter denne er 132kV sjøkabel i sentralnettet over Balsfjorden, som erstatter eksisterende sjøkabel som snart har utløpt levetid. Den vil også oppgraderes med tanke på kapasitet. Vi håper også å få byggestart 2015 på ny trafostasjon på Nord-Tromsøya og tilhørende kabelanlegg kanskje allerede til høsten. Dog vil dette bero på saksbehandling av konsesjonssøknad som vil sendes ut straks tomt er avklarert med grunneier Tromsø kommune, og grunneieravståelses inngåelse for kabel traséer. Kraftsystemutredning for Troms Side 50 Hovedrapport Tabell 5 - Forventet investeringsportefølje ved Scenario A Nr. Prosjekt 132 kV Håkøybotn - Brensholmen Kvaløya 2 132 kV Håkøybotn - Brensholmen Brensholmen 3 132 kV Sjøkabel Balsfjorden Tromsø 5 132 kV Charlottenlund-Nord Tromsøya 132 kV Charlottenlund-Nord Tromsøya Luftledning m. koblingsanlegg Leveringspålitelighet 118,75 2015 Transformatorstasjon Leveringspålitelighet 35,25 2015 Sjøkabel Reinvestering 50 2016 Kabelanlegg Lastøkning 21 2017 Transformatorstasjon Lastøkning 60 2017 Kabelanlegg Reinvestering 12 2017 Kabelanlegg Lastøkning 12 2017 Luftledning m. koblingsanlegg Produksjonsrelatert 70 2018 Transformatorstasjon Produksjonsrelatert 35 2018 Sted/stasj Tiltakshav on er Komponent 1 4 Hovedårsak (se C8-C11) Investerin gskostnad Forventet år for [MNOK] idriftsettelse Tromsø Tromsø Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS 6 132 kV Charlottenlund-Gimle Tromsø 7 132 kV Gimle - Nord Tromsøya Tromsø 8 132 kV Skarmunken - Steinnes Tromsø 9 132 kV Skarmunken - Steinnes Tromsø 10 132 kV Bardufoss - Finnfjordbotn Målselv, Sørreisa, Lenvik Troms Kraft Nett AS Luftledning Reinvestering 120 2018 11 132 kV Kvaløya - Nord Tromsøya Tromsø Troms Kraft Nett AS Kabelanlegg Lastøkning 35 2018 12 66 kV Storslett-Skjervøy Nordreisa, Skjervøy Ymber AS Luftledning Leveringspålitelighet 105 2018 13 132 kV Kvaløyasletta - Håkøybotn Tromsø Luftledning Produksjonsrelatert 40 2019 14 Hatteng trafostasjon 132/33 kV Storfjord Transformatorstasjon Produksjonsrelatert 37 2020 15 132 kV Nord Tromsøya - Kroken Tromsø Kabelanlegg/Sjøkabel Lastøkning 30 2020 16 132 kV Hunger - Kroken Tromsø Kabelanlegg/Reinvesterin g Lastøkning 40 2020 Kraftsystemutredning for Troms Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Side 51 Hovedrapport 17 Kroken trafostasjon Tromsø 18 132 kV Bardu - Salangen Bardu, Salangen 19 132 kV Silsand - Svanelvmo trafostasjon Lenvik 20 132 kV Skibotn - Rieppi Storfjord 21 Hungern trafostasjon Tromsø 22 Charlottenlund trafostasjon Tromsø 23 Kvaløya trafostasjon Tromsø 24 Hungern trafostasjon Tromsø 25 Hungern trafostasjon Tromsø 26 132 kV Kvaløya - Ringvassøy trafostasjon Tromsø, Karlsøy 27 132 kV Dramsveien - Sentrum Tromsø 28 Charlottenlund trafostasjon Tromsø Kraftsystemutredning for Troms Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Produksjon AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Troms Kraft Nett AS Transformatorstasjon Lastøkning 30 2020 Luftledning Reinvestering 65 2026 Luftledning Reinvestering 40 2026 Luftledning Produksjonsrelatert 60 2027 Trafo T3 Reinvestering 10 2029 Trafo T1 Reinvestering 10 2029 Trafo T11 Reinvestering 6 2029 Trafo T2 Reinvestering 9 2030 Trafo T5 Reinvestering 10 2030 Luftledning Produksjonsrelatert 35 2030 Kabelanlegg Reinvestering 4,5 2033 Trafo T2 Reinvestering 10 2033 Side 52 Hovedrapport I figuren under ser vi at det er forventet store investeringskostnader tilknyttet regionalnettet i utredningsperioden, dette gjelder for scenario A. Nå er kostnadene knyttet sammen opp med forventet ferdigstillelses år, mens prosjektene pågår over minst to år. Det vil si at blant annet er for eksempel 2017/2018 kostnadene nok spredt fra og med 2016 og frem til 2018. Figur 7-1 Investeringskostnader fordelt på hovedårsak. 7.2 Håkøybotn – Brensholmen Begrunnelse Denne nye 132 kV linjen fra et nytt koblingsanlegg i Håkøybotn og ut til Brensholmen er kommet som en nødvendighet på grunn av kapasitetsøkning over lang tid, spesielt i fiskeindustrien på Sommerøy. Allerede i 1998 økte effektuttaket i fiskeindustrien, noe som ble midlertidig løst med at TKN installerte en Dynacomp (Automatisk reaktiv kompensasjon) for å kunne holde spenningen oppe. I 2003 utvidet fiskeindustrien med ytterligere 1MW, dette har dem fram til nå forsynt via et frittstående dieselaggregat. Norway Pelagic har nå behov for 2MW inn på nettet, og det er derfor valgt å løse dette ved å bygge en ny 132kV linje utover mot Sommerøy, noe som også vil skape en permanent stabil spenning, samt mye høyere forsyningssikkerhet for alle nettkundene i området. Denne blir da også dimensjonert så stor at den vil kunne ta i mot planlagt Vindkraftverk på Kvitfjell og Raudfjell (ca. 280MW). Beskrivelse av tiltaket Kraftsystemutredning for Troms Side 53 Hovedrapport Det bygges en koblingsstasjon i Håkøybotn som gjør at man får en avgrening på 132kV linjen mellom Mestervik og Kvaløya. Herfra bygges det en ny 31km lang 132kV linje med komposittmaster frem til Brensholmen. På Brensholmen bygges det en ny 132/22kV trafostasjon med en trafo med ytelse på 20MVA. Når de planlagte Vindkraftparkene kommer på Kvitfjell og Raudfjell vil det bli etablert en ny koblingsstasjon på den nye linjen som vil ta i mot 132kV kabler fra begge Vindparkene. Nåverdianalyse For dette prosjektet er det utarbeidet en nåverdi analyse for prosjektet, med og uten vindkraft: Alternativ Uten fremtidig tilknytning vindkraft Med fremtidig tilknytning vindkraft Nåverdi (MNOK) - 6,168 1,239 7.3 Sjøkabel Balsfjorden Begrunnelse Eksisterende sjøkabel er en OKRA CU 1X3X150 fra 1962 som gjennom oljeprøve analyser viser at den nå begynner å bli moden for utskifting, en risikoanalyse ligger til grunn for en beslutning om å reinvestere denne kabelen. Beskrivelse av tiltaket En ny sjøkabel 145kV TKZA 1200 CU på ca. 2,2 km legges over fra Middagsnes til Selnes i stedet for eksisterende sjøkabel. Eksisterende trykkanlegg/kabelhus på land demonteres, og den nye kabelen tas opp i nye kabelmaster som monteres på begge landinntakene. Nåverdianalyse For dette prosjektet er det utarbeidet en nåverdi analyse for prosjektet som viser at reinvestering er mindre lønnsom enn å beholde dagens nett, allikevel velges det å reinvestere kabelen da dette også er lønnsomt, men man investerer seg vekk fra en risiko og forbedrer forsyningssikkerheten inn til Tromsø og videre nordover. Alternativ Reinvestering eksisterende sjøkabel Nåverdi (MNOK) 3,58 7.4 Ny trafostasjon Nord-Tromsøya inkl. 132kV kabl. Begrunnelse Tromsø by er stadig i vekst og utvikling, en detaljert analyse over regionalnettet viser at TKN nå går inn i en situasjon som gjør at Gimle trafostasjon begynner å bli relativt hardt belastet i tunglast. Samt at det er kapasitetsbegrensninger på 66kV nettet som gjør at det i tunglast ikke er n-1 på regionalnettet. Dette kombinert med forventet særlig næring/industri vekst langs kysten av Tromsøya, med blant annet langs Stakkevollveien, Breivika, Skattøra som områder hvor det blir økt Kraftsystemutredning for Troms Side 54 Hovedrapport effektbehov i årene fremover gjør at av de fem alternative løsningene som ble vurdert ble ny 132kV trafostasjon valgt. Beskrivelse av tiltaket Det etableres en ny trafostasjon på Nord-Tromsøya, nærmere bestemt "Varden trafostasjon". Den vil inneholde en stk. 132/66kV trafo på 120MVA og to stk. 66/22/11 trafoer på 50MVA. Det vil etableres en ny 132kV TSLE 1600 kabel på ca. 5,6 km fra Charlottenlund trafostasjon til den nye trafostasjonen. Samtidig vil eksisterende 66kV kabel fra 1978 på ca. 3,5 km reinvesteres til en ny 132kV TSLE 1600 som i første omgang vil driftes som 66kV. Ny 132kV legges også fra Gimle til ny trafostasjon "Varden trafostasjon". Nåverdianalyse For dette prosjektet er det utarbeidet følgende nåverdianalyse, spesielt reduksjon i nettap er beregnet til å være svært gunstig. (Analysen er gjort med bakgrunn i langtidsplan for Tromsøya og inkl. plant annet prosjekt nr. 4,5,6,7,11,15,16,17,21,22,23,24,25,27 og 28 listet opp i tabell 6 over) Alternativ Ny 132kV trafostasjon inkl. kabl. + LTP Tromsøya Nåverdi - disk, kostnader og drift (MNOK) 406 7.5 Skarmunken – Steinnes Begrunnelse Behovet for en ny trafostasjon er som en følge av Troms Kraft Produksjons planer om bygging av Skognesdalen, Steinnes og Stordal kraftstasjoner. Nettløsningen vil for øvrig også være tilrettelagt for de andre utbyggernes planer om bygging av de alternative kraftverkene Stordal, Sveingard, Rieppeelva og Ritaelva. Avhengig av hvilket kraftverkprosjekt NVE gir konsesjon. Beskrivelse av tiltaket Det skal bygges en ny 18,5 km lang 3xFeral 150 26/7 med spenningsnivå 132kV fra Steinnes til Skarmunken. Ved Skarmunken bygges et nytt koblingsanlegg slik at omsøkt ledning kan kobles til eksisterende 132 kV-ledning Hungeren – Ullsfjord Trafostasjon. Ved Steinnes vil det bygges en ny trafostasjon med en trafokapasitet på 50MVA. Nåverdianalyse For dette prosjektet er det utarbeidet en følgende nåverdianalyse: Alternativ 132kV Skarmunken – Steinnes Kraftsystemutredning for Troms Nåverdi - disk, kostnader og drift (MNOK) 73,2 Side 55 Hovedrapport 7.6 Bardufoss – Finnfjordbotn Begrunnelse Det er et behov for å styrke forsyningssikkerheten i området som er utløsende faktor for investeringen, men det er også signaler på at man kan forventes en økning i effektbehovet i årene fremover. Beskrivelse av tiltaket Det skal bygges en ny ca. 32kilometer lang 132kV luftlinje fra Bardufoss til Finnfjordbotn trafostasjon parallelt med dagens eksisterende ledninger. Denne skal erstatt den eldste (1962) av dagens to 132kV linjer på strekningen, hvor den gamle rives ved ferdigstillelse av den nye. Nåverdianalyse For dette prosjektet er det enda ikke gjort en fullverdig økonomisk nåverdi analyse, dette vil snarlig bli utført da konsesjonssøknaden for investeringen er under utarbeidelse. 7.7 Storslett – Skjervøy Begrunnelse Dagens forsyning til Skjervøy er basert på 66 kV fra Storslett og 22 kV fra Hamneidet. Den er ca.50 år (1963-64) frem til Hamneidet. Den resterende strekningen ble bygd ny i 1994-95. Grunnet forbruksvekst vil det være behov for å styrke forsyningen til Skjervøy. Ymber har videre driftserfaringer med utfall av 66 kV-forbindelsen grunnet klimatiske forhold. Områdene øst for Kågen er utsatt for sterke fallvinder fra fjellmassivet. Dette har i kombinasjon med snø og is resultert i at flere master har havarert. I tillegg har det vært trådbrudd mellom Hamneidett og Maursund på grunn av is og vind. På grunn av den ensidige innmatingen er det problematisk å utføre vedlikehold på en tilfredsstillende måte. Hvis ledningen ikke bygges vil konsekvens av feil og avbrudd sannsynligvis ha samme ulempe for alminnelig forsyning som de siste år. Ymber forventes videre å ha høye kostnader med KILE. Beskrivelse av tiltaket Den nye 66 kV forbindelsen vil innebære ca. 32 km ny kraftledning. Av dette vil 2 km bestå av 66kV sjøkabel med tverrsnitt 1x3 400 CU over Maursundet, og 1 km 66kV 3x1 400 AL vil være kabel for kryssing av Skattøyrsundet. Ny trasé planlegges parallelført med dagens 66 kV-ledning på hele strekningen. Tiltaket vil også kreve en nødvendig utvidelse av Skjervøy trafostasjon. Nåverdianalyse For dette prosjektet er det utarbeidet en nåverdi analyse for prosjektet hvor det ikke er tatt endelig stilling til hvilket av disse to alternativene som endelig bygges: Alternativ Kort sjøkabel og luftlinje Kort sjøkabel og 1 km inskutt jordkabel Kraftsystemutredning for Troms Nåverdi - disk, kostnader og drift (MNOK) 123,4 125,1 Side 56 8 Vedlegg Unntatt offentlighet etter Off. loven § 6-1 Kraftsystemutredning for Troms Side LVII
© Copyright 2024