På nett med framtida - THEMA Consulting Group
THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Offentlig ISBN nr. 978-82-93150-26-8 På nett med framtida Kraftnettets betydning for verdiskaping Region midt Januar 2013 THEMA Rapport 2012-31 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Side ii THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Om prosjektet Om rapporten: På nett med framtida Prosjektnummer: MCS-2012-1 Rapportnavn: Prosjektnavn: Verdiskaping på vent Rapportnummer: 2012-31 Oppdragsgiver: Mulitklient ISBN-nummer 978-82-93150-26-8 Prosjektleder: Håkon Taule Tilgjengelighet: Offentlig Ferdigstilt: Januar 2013 -Region midt Guro Gravdehaug Roger Grøndahl Silje Harsem Prosjektdeltakere: Åsmund Jenssen Eivind Magnus Christoffer Noreng Kristine Fiksen Om THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6 0158 Oslo Foretaksnummer: NO 895 144 932 www.t-cg.no Side iii THEMA Consulting Group tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse, markedsdesign og strategirådgivning for energi- og kraftbransjen. THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Side iv THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida FORORD Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i nettet. Kraftnettet er en kritisk infrastruktur, som all økonomisk aktivitet i er avhengig av. Hvorfor og hvordan vi bygger ut kraftnettet, er derfor viktig for velstands- og velferdsutviklingen i det norske samfunnet. THEMA Consulting Group har på initiativ fra Energi Norge og Statnett analysert sammenhengen mellom utbyggingen av kraftnettet og ulike samfunnsmål, som verdiskaping, kutt i utslippene av klimagasser og en sikker energiforsyning. Resultatene av analysene er dokumentert i én nasjonal rapport og 5 regionale delrapporter. Delrapportene er utført for Region nord (Finnmark, Troms og Nordland), Region midt (NordTrøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal), Region vest (Sogn og Fjordane, Hordaland, Rogaland), Region øst (Hedmark, Oppland, Buskerud, Akershus, Oslo, Østfold) og Region sør (Vestfold, Telemark, Aust-Agder, Vest-Agder). Vi vil takke følgende selskaper og organisasjoner som har finansiert prosjektet og deltatt i styringsgrupper og arbeidsgrupper på nasjonalt og regionalt nivå: Nasjonalt: Energi Norge, Statnett, NHO, Statkraft, Norsk Industri, Norsk Hydro, Statoil, The Norwegian Smartgrid Centre, BKK og Gassco Region nord: Troms Kraft, Lofotkraft, SKS og Vesterålskraft Nett Region midt: Trønderenergi, Tafjord Kraft, Istad Kraft Region vest: Sogn og Fjordane Energi, SKL, Sunnfjord Energi og Sognekraft Region sør: Lyse, Agder Energi, Skagerrak Nett Region øst: Hafslund Nett, Eidsiva Nett Sammen med Norsk Industri har også Finnfjord, Elkem, Alcoa og Fesil deltatt i arbeidsmøter. I tillegg har enkelte regionskontorer i NHO deltatt i arbeidsmøter. Vi har også hatt gleden av en referansegruppe hvor WWF, Bellona, Norwea og Småkraftforeninga har gitt gode innspill gjennom prosessen. THEMA Consulting Groups prosjektteam har bestått av Eivind Magnus, Kristine Fiksen, Åsmund Jenssen, Guro Gravdehaug, Roger Grøndahl, Silje Harsem, Christoffer Noreng og Magnus Solli Haukaas. Håkon Taule Prosjektleder for THEMA Consulting Group Oslo, januar 2013 Side v THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Side vi THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida INNHOLD SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER ........................................................................ 1 1 INNLEDNING OG BAKGRUNN ............................................................................ 3 1.3 Kraftintensiv industri og petroleumsvirksomhet har stor betydning for verdiskapningen ........................................................................................................ 4 2 HVA DRIVER BEHOVET FOR ØKT NETTKAPASITET ....................................... 6 2.2 Region midt har et betydelig kraftunderskudd.............................................. 8 2.3 Periodevis store forskjeller i områdepriser ................................................. 11 2.4 Nye storforbrukere av kraft kan ikke kobles på nettet i Region midt .......... 11 2.5 Svak forsyningssikkerhet i regionen .......................................................... 13 2.6 Store vindkraftprosjekter mangler nettilgang.............................................. 15 2.7 Stort behov for økt nettkapasitet i nord-sør retning .................................... 16 2.8 Store deler av nettet i regionen har en høy alder ....................................... 17 3 DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER ............................ 18 3.1 Nettinvesteringer for å øke nord-sør flyten og styrke forsyningssikkerheten19 3.2 Fosenledningen er en forutsetning for å bygge ny vindkraft ...................... 20 3.3 Oppsummering av sentralnettsprosjekter .................................................. 20 3.4 Planlagte investeringer i regional- og distribusjonsnett .............................. 21 4 NETTINVESTERINGENE SKAPER VERDIER................................................... 22 4.1 Innledning .................................................................................................. 22 4.2 Kostnader og nytte av planlagte nettinvesteringer i Region midt ............... 24 4.3 Kan man risikere ubalanse mellom behov og nettutbygging? .................... 31 4.4 Ringvirkninger............................................................................................ 34 REFERANSER ............................................................................................................ 38 Side vii THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Et robust kraftnett er avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Uten de påbegynte og planlagte nettforsterkningene legges det sterke begrensninger på mulighetene og næringsutviklingen i Region midt. De kvantifiserte kostnads- og nyttevirkningen som er gjennomført gir samlet sett et positivt resultat med god margin. Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i distribusjons-, regional- og sentralnettet. Et robust kraftnett er avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Årsaken er at elektrisitet er den viktigste infrastrukturen i et moderne samfunn fordi alle gjøremål og all annen infrastruktur avhenger av sikker tilgang til strøm. Dette prosjektet har som formål å øke forståelsen om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål, både for landet som helhet og de ulike regionene. Denne rapporten tar for seg sammenhengen mellom nettinvesteringer og samfunnsnytten i Region midt. Region midt omfatter fylkene Sør-Trøndelag, Nord-Trøndelag og Møre og Romsdal. I Region midt bor det rundt 690.000 personer og den samlede verdiskapingen var i 2009 i underkant av 210 milliarder kroner. Kraftforbruket i alminnelig forsyning er størst i og rundt Trondheim by. Møre og Romsdal er et industrifylke, her står industrien for over 20 prosent av verdiskapingen og 60 prosent av kraftforbruket. Den viktigste utfordringen i kraftsystemet er knyttet til kraftunderskuddet i regionen, da spesielt i Møre og Romsdal. Kraftunderskuddet innenfor flaskehalsene har vært opp til 8 TWh de siste årene. Forbruket har økt kraftig uten at det har blitt investeringer i et sterkere nett. Det er begrenset potensial for ny vannkraft i regionen, og ingen utsikter til å øke magasinkapasiteten. Dagens overføringskapasitet inn til området har ikke tilstrekkelig kapasitet til å sikre forsyningen i alle situasjoner. Det er et økende behov for kraft i den eksisterende industrien og petroleumsvirksomhet, og det utvikles nye industriprosjekter i regionen, men dette kan ikke realiseres med dagens anstrengte kraftsituasjon. For å øke overføringskapasiteten og for å bedre forsyningssikkerheten i regionen, bygger Statnett derfor nå en ny 420 kV overføringsforbindelse gjennom Sogn og Fjordane og inn til Sunnmøre (Ørskog-Fardal). Det er et stort potensial for ny vindkraft i Region midt, men store deler av dette kan ikke realiseres uten en ny sentralnettledning ut til Fosen og Snillfjord der de konsesjonsgitte vindkraftprosjektene er lokalisert. Et annet prioritert tiltak for Statnett er derfor å bygge en ny ytre forbindelse nord-sør over Fosen dersom vindkraftprosjektene på Fosen og i Snillfjord blir realisert. Det er et overskudd av kraft i Nordland det meste av året, samtidig som det er et stort potensiale for utbygging av ny vann- og vindkraft. En realisering av dette potensialet er imidlertid betinget av et sterkere nett sørover. For å øke kapasiteten i nord-sørlig retning, er det planer om å oppgradere dagen nett mellom Nordland og Sør-Trøndelag slik at man får to parallelle 420 kVledninger og et sterkt nord-sør nett gjennom Midt-Norge. En styrking av nettet både nordover og sørover vil gjøre kraftforsyningen til Region midt mer robust enn i dag. Kraftnettet har på alle nettnivå i regionen en høy alder, og nesten 50 prosent av de planlagte investeringene fram til 2020 er reinvesteringer. Det er et særlig stort behov for oppgradering av distribusjonsnettet. Vi har analysert den samfunnsmessige nytten av de samlede nettinvesteringne i Region midt opp mot de samlede kostnadene. Nettonytten er estimert til 5,1 milliarder kroner, basert på de behovene vi har antatt vil oppstå i perioden mot 2020. Denne nytten er i særlig grad knyttet til bedret forsyningssikkerhet for eksisterende forbruk og betalingsvilje for nytt forbruk. Også nytteverdi ved reduserte klimagassutslipp fordi økt forbruk på Nyhamna kan forsynes fra kraftnettet i stedet for ved gasskraftverk som vi har antatt som et alternativ. Nytteverdien av Fosenledningen vil kun bli bygget dersom det også blir besluttet å bygge minst 1000-1200 MW vindkraft på Fosen og i Snillfjord. I sum er kost-nytte for vindkraft i dette omfanget og Fosenledningen anslått til null, men utbyggingen vil ha regionale ringvirkninger. Side 1 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Nettutviklingen i regionen vil også legge til rette for behov utover det vi har kvantifisert over, og behov som kan oppstå etter 2020. En slik ekstranytte vil oppstå dersom industriutviklingen og omfanget av petroleumsvirksomhet blir større enn antatt. Samlede investeringer i nett og produksjon for Region midt er estimert til 30 milliarder kroner i perioden 2012 til 2020. Investeringsplanene bidrar til økt verdiskaping og i snitt 2500 årlige arbeidsplasser i investeringsfasen og 850 arbeidsplasser i slutten av perioden etter de nye anleggene er satt i drift. Både ringvirkningene og sysselsettingseffektene vil fordeles på regionale og nasjonale aktører. Side 2 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 1 INNLEDNING OG BAKGRUNN Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i distribusjons-, regional- og sentralnettet. Et robust kraftnett er avgjørende for den langsiktige verdiskapingen og velferdsutviklingen. Årsaken er at elektrisitet er den viktigste infrastrukturen i et moderne samfunn fordi alle gjøremål og all annen infrastruktur avhenger av sikker tilgang til strøm. Spørsmålet om investeringer i nett er imidlertid svært komplekst, både med hensyn til nyttevirkninger og kostnader. Dette prosjektet har som formål å illustrere sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål, både for landet som helhet og de ulike regionene. Med denne rapporten tar vi for oss sammenhengen mellom nettinvesteringer og samfunnsnytten i Region midt. I denne regionen bor det rundt 690.000 personer og den samlede verdiskapingen var i 2009 i underkant av 210 milliarder kroner. Industri og petroleum er viktige næringer i regionen, særlig i Møre og Romsdal. Det reflekteres også i kraftforbruket, og industribedrifter står for over halvparten av kraftforbruket i Region midt. 1.1 Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret Norge står overfor en periode med store investeringer i kraftsystemet. Viktige årsaker til investeringsøkningen er målene om å redusere klimagassutslipp og unngå en global temperaturøkning over 2 grader. EUs fornybarmål tar utgangspunkt i dette globale klimamålet, og Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i landet fra omtrent 61 prosent i 2010 til 67,5 prosent innen 2020. En slik økning innebærer en betydelig økning i ny kraftproduksjon i Norge. Det er forventet at det svensk-norske elsertifikatsystemet vil utløse investeringer i fornybar kraftproduksjon i størrelsesorden 50-60 milliarder kroner i Norge. I sentralnettet og regionalnettet gir dette et behov for nye investeringer for å knytte denne kraftproduksjonen til nettet. Kapasitetsutnyttelsen i sentralnettet har økt kraftig de siste 10-20 årene, og det vil være behov for forsterkninger og økt kapasitet for å koble til nytt forbruk og ny produksjon flere steder i landet. I enkelte regioner er forsyningssikkerheten i dagens situasjon ikke tilstrekkelig med dagens forbruk. Forsterkninger i sentralnettet vil fjerne flaskehalser og redusere risikoen for økte forskjeller i områdepriser mellom de ulike regionene. Store deler av nettet er bygget på 60-tallet slik at det nå er et stort behov for modernisering og oppgradering av eksisterende infrastruktur for å opprettholde dagens kapasitet. Også i regional- og distribusjonsnettet er det et omfattende investeringsbehov, både som følge av økte krav til leveringspålitelighet og fornybarsatsingen, men også som følge av et aldrende nett med økende behov for fornyelse og reinvesteringer. I tillegg til investeringer i selve nettet, er det vedtatt en utrulling av avanserte måle- og styresystemer (AMS) innen 2017. En god nettpolitikk er dermed nødvendig for å realisere viktige samfunnsmål. Hvis vi gjør de gale valgene, risikerer vi redusert forsyningssikkerhet, redusert verdiskaping og unødvendig kostbare utslippskutt. Vi kan få svekket velferdsvekst og økte prisforskjeller mellom landsdeler. Samtidig er det viktig at nettinvesteringene og naturinngrepene ikke blir unødvendig høye. 1.2 Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer Spørsmålet om investeringer i nett er imidlertid svært komplekst, både med hensyn til nyttevirkninger og kostnader. Det er derfor en betydelig utfordring å finne de riktige prosjektene og riktige investeringstidspunkter. Skal vi kunne gjøre de riktige valgene, må vi utvikle mer kunnskap om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål. Formålet med prosjektet er å øke kunnskapen om den samfunnsmessige betydningen av investeringer i elnettet på regionalt og nasjonalt nivå frem mot 2020 og 2030. Denne kunnskapen er beskrevet i rapporter med et allment publikum som målgruppe. Prosjektet er delt i to hovedløp: Side 3 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Nasjonalt løp: Her går vi gjennom den historiske utviklingen av det norske kraftsystemet med vekt på nettet og sammenhengen mellom kraft og verdiskaping. På det grunnlaget beskriver vi investeringsplanene for nettet de neste tiårene og drøfter de samfunnsøkonomiske konsekvensene av å gjennomføre planene – herunder kostnadene ved ikke å investere i henhold til planene. Avslutningsvis drøfter vi hvordan en nasjonal strategi for nettutviklingen kan utformes Regionalt løp: En gjennomgang av hva som er de bakenforliggende årsakene til økt behov for nett i de ulike regionene og hvilke nettprosjekter som er planlagt. Den samfunnsøkonomiske verdien av de samlede nettinvesteringene er beskrevet, og de viktigste faktorene er kvantifisert. Ikke-kvantifiserte nyttevirkninger er også diskutert. Vi drøfter også risikoen og overordnet om konsekvensene ved en ubalansert utvikling, dvs der det ikke er samsvar mellom faktiske nettbehov og realiserte nettinvesteringer. Det er utarbeidet en nasjonal rapport som omhandler utviklingen av det norske kraftsystemet og sammenhengen mellom nettutbygging og verdiskaping i samfunnet på et overordnet nivå. I tillegg er det utarbeidet en rapport for hver av regionene Nord, Midt, Vest, Sør og Øst. I disse rapportene har vi basert oss på offentlig tilgjengelige dokumenter. Alle vurderinger og beregninger står for THEMA Consulting Groups regning alene. Denne rapporten tar for seg Region midt som inkluderer fylkene Nord- og Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal1. 1.3 Kraftintensiv industri og petroleumsvirksomhet har stor betydning for verdiskapningen I 2009 hadde Region Midt et samlet bruttoprodukt på 210 milliarder kroner og i underkant av 340 000 sysselsatte. Figur 1.1 viser et utvalg næringers bruttoprodukt i de tre fylkene som andel av samlet verdiskaping. Samlet bruttoprodukt er omtrent 90 milliarder årlig for både Møre og Romsdal og Sør-Trøndelag, mens Nord-Trøndelag har rundt regnet en tredjedel av dette. Figur 1.2 viser tilsvarende tall for sysselsettingen der totalen for alle næringer er henholdsvis 60, 150 og 120 tusen sysselsatte for Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag og Nord-Trøndelag. 1 Vi har valgt å avgrense regionene i dette prosjektet etter fylkesgrenser. I Statnetts Nettuviklingsplan og ulike analyser av kraftsystemet er inndelingene oftest gjort på basis av flaskehalser i nettet. Side 4 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 1.2. Næringers andel av samlet sysselsetting 5% Utvinnning av råolje og naturgass, inkl. tjenester Primærnæringer Elektrisitets-, gassog varmtvannsforsyning 0% Møre og Romsdal 12 % 8% 4% 0% Utvinnning av råolje og naturgass, inkl. tjenester 10% Sør-Trøndelag Primærnæringer 15% Nord-Trøndelag 16 % Elektrisitets-, gassog varmtvannsforsyning 20% Landsgjennomsnitt 20 % Industri Andel av samlet sysselsetting 25% Industri Andel av samlet bruttoprodukt Figur 1.1. Næringers andel av samlet bruttoprodukt Kilde: SSB I Nord-Trøndelag er primærnæringene mer utbredt enn det vi ser på landsbasis, men også her finnes det industribedrifter. Noen eksempler er Norske Skog på Skogn, Södra Cell i Follafoss, Moelven Industrier i Namsos og Kværners verft på Verdal. Nord-Trøndelag er tynt befolket, og de største befolkningssentrene er Namsos og Steinkjer. Sør-Trøndelag kjennetegnes ved mye aktivitet innen undervisning og forskning, samt vitenskapelig og teknisk tjenesteyting slik at en stor andel av verdiskapingen skriver seg fra de tjenesteytende sektorene. Trondheims rolle som landsdelssenter har også en betydning for næringssammensetningen i fylket. Det finnes også allsidig industri i fylket, konsentrert til Trondheimsområdet. Eksempler på større kraftforbrukende enkeltbedrifter er Elkem Tamshavn, Holla Metall på Kyrksæterøra, Washington Mills på Orkanger som produserer silisiumkarbid og Petersons papp- og papirproduksjon på Ranheim i Trondheim. Møre og Romsdal har et stort innslag av industri, men også av fiske og havbruk. Industrien stod i 2009 for et bruttoprodukt på 18 milliarder kroner eller over 21 prosent av fylkets verdiskapning. Det er også godt over 10 prosent av all industri i landet2. Produktene spenner fra næringsmidler rundt Stranda, via møbler og raffinerte oljeprodukter, til foredlet aluminium. Møre og Romsdal har mest kraftintensiv industri i landet. Noen viktige industribedrifter er Hydro Sunndalsøra og Hustadmarmor i Fræna. Petroleumsvirksomheten i Midt-Norge omfatter i dag mottaksanleggene for gass på Tjeldberg-odden og Nyhamna. På Tjeldbergodden transporteres gass inn fra Heidrunfeltet. Gassen anvendes hovedsakelig som innsatsfaktor i en metanolfabrikk som eies av Statoil. På Nyhamna behandles gassen fra Ormen Lange-feltet for videre transport gjennom gassrøret Langeled til Storbritannia. Fra Ålesund og sørover finnes det også en del skipsverft, spesielt nevnes kan Kleven Verft, Ulstein Group og Rolls-Royce Marine med tidvis høyt kraftforbruk. Ålesund er Møre og Romsdals største by. 2 Industri slik ssb definerer det inkluderer ikke onshore olje- og gassrelatert virksomhet. Side 5 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 2 HVA DRIVER BEHOVET FOR ØKT NETTKAPASITET Den viktigste utfordringen i kraftsystemet er knyttet til kraftunderskuddet i regionen, og da spesielt i Møre og Romsdal. Kraftunderskuddet har vært opp til 8 TWh de siste årene. Forbruket har økt kraftig uten at det har blitt bygget tilsvarende kapasitet med ny produksjon eller investert i et sterkere nett. Region midt har lav vannkraftproduksjon og begrenset magasinkapasitet. Produksjonen varierer derfor fra år til år avhengig av tilsig. Det er økende behov for kraft i eksisterende industri og petroleumsvirksomhet. Det utvikles også nye industriprosjekter i regionen. Verken økninger i eksisterende virksomheter eller nyetableringer kan skje i dagens kraftsituasjon. Det er begrenset potensial for ny vannkraft i regionen, og ingen utsikter til å øke magasinkapasiteten. Det er imidlertid et stort potensial for ny vindkraft, men store deler av dette kan ikke realiseres uten en ny sentralnettsledning ut til Fosen og Snillfjord der disse prosjektene er lokalisert. Generelt sett har kraftnettet på alle nettnivå i regionen en alder som tilsier et høyt reinvesteringsbehov de neste 10-20 årene. I dette kapittelet vil vi beskrive de overordnede og viktigste driverne og behovene for nettuvikling i regionen. Kraftsystemet er komplekst, og skal håndtere alle driftssituasjoner som oppstår og kan oppstå i en region. Vi har derfor ikke beskrevet alle behov knyttet til nettutvikling, men fokuserer på de vi mener er de viktigste på et overordnet nivå. 2.1 Politiske føringer er et viktig premiss for nettutviklingen framover 2.1.1 Politiske føringer gitt i Nettmeldingen Myndighetene har gitt føringer for nettutbyggingen i Stortingsmelding 14 (2011-2012) – den såkalte Nettmeldingen. Formålet med meldingen er å få best mulige beslutninger og god framdrift i nettprosjektene på sentralnettsnivå. Følgende overordnede føringer ble gitt i Nettmeldingen: “Overordnet er målet at planlegging og utbygging av nettet skal være samfunnsmessig rasjonell, jf. energiloven. Regjeringen har følgende mål som har konsekvenser for modernisering og utbygging av strømnettet: 2.1.2 Sikker tilgang på strøm i alle deler av landet. Høy fornybar elektrisitetsproduksjon. Legge til rette for næringsutvikling som krever økt krafttilgang, som kraft fra land til petroleumsvirksomhet og industrivirksomhet. Tilstrekkelig overføringskapasitet mellom regioner, slik at det blant annet ikke blir langvarige store forskjeller i strømpris mellom områder. Et klimavennlig energisystem som tar hensyn til naturmangfold og lokalsamfunn” Krav om innføring av AMS (Avanserte måle- og styringssystemer) Det er besluttet at alle sluttbrukere skal ha fått installert AMS innen 1. januar 2017. I følge NVE (2011), vil AMS ha følgende nyttevirkninger i det norske kraftsystemet: Endringer i arbeidsprosessene innenfor nettvirksomheten Øke effektiviteten i kraftmarkedet, gjennom en mer fornuftig bruk av elektrisk kraft og en bedre styring og bruk av nettet Bedre data i beredskapssituasjoner Side 6 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Nettselskaper og andre kan levere sine tjenester og gjennomføre sine oppgaver mer effektivt og med høyere kvalitet enn med dagens utstyr Bidra til å nå energilovens hovedmål gjennom å legge til rette for en riktig og mer effektiv avregning av kundene. Prosessen med bytte av strømleverandør blir enklere for sluttbruker, det vil bli mer effektiv styring av overføringsnettet, kunden får økt informasjon om priser og eget forbruk, samt økt konkurranse mellom kraftleverandører vil gi lavere priser og nye produkter. Videre kan AMS være viktig for etablering av noen funksjoner relatert til intelligent nettstyring (smart grid) Nettselskapene har ansvar for å installere AMS utstyr hos alle sine kunder, etablere en egnet kommunikasjonskanal for overføring av målerdata og håndtere alle målerdata. Innføringen betyr å erstatte gamle, mekaniske strømmålere med målesystemer basert på moderne teknologiske løsninger hos alle norske husstander og næringskunder som ikke allerede har slikt utstyr. 2.1.3 Fornybarpolitikk har stor betydning for utvikling av kraftsystemet På Klimatoppmøtet i København i 2009 ble partene enige om at den globale oppvarmingen er en av de største utfordringene i vår tid, og at den gjennomsnittlige temperaturøkningen må begrenses til 2 grader celsius (UNFCCC, 2009). Det internasjonale samfunnet har ikke kommet frem til en global avtale om å redusere klimagassutslipp. En rekke land og områder, inkludert Norge og EU, har likevel laget egne målsetninger for utslippsreduksjoner. EU spiller en hovedrolle i den internasjonale klimadebatten, og har gått foran i å utforme en regional politikk for utslippskutt. EUs klimapolitikk er ikke utelukkende begrunnet utfra klimahensyn. Forsyningssikkerhet spiller også en rolle. EUs langsiktige mål er at de samlede klimautslippene i EU-landene skal reduseres med minimum 80 prosent i forhold til 1990-nivået innen 2050. Til tross for økt energieffektivisering, er det forventet at kraftforbruket øker mot 2050 på grunn av konvertering fra fossilt brensel til strøm fra fornybare kilder. EUs klimapolitikk er viktig for Norge, særlig fordi politikkutformingen i EU direkte påvirker Norge gjennom EØS-avtalen. Fornybardirektivet legger føringer for at EU skal ha 20 prosent fornybar energi innen 2020. Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i Norge fra ca. 60 til 67,5 prosent. På grunn av avtalen med EU om en betydelig økt fornybarandel i energibalansen, har svenske og norske myndigheter etablert et felles marked for elsertifikater. Formålet med elsertifikatmarkedet er å realisere tilstrekkelig mengder ny fornybar kraft til at begge land kan nå sine fornybarforpliktelser. Myndighetene har satt et mål om å oppnå 26,4 TWh ny fornybar kraft til sammen i Norge og Sverige. I det norsk-svenske kraftsystemet er det lite fossil3 kraftproduksjon per i dag. Dermed vil ny kraftproduksjon komme på toppen av dagens kraftproduksjon, og ikke erstatte fossil kraft slik situasjonen er de fleste andre land i Europa. En økning i kraftproduksjonen på 26,4 TWh uten at forbruket øker tilsvarende, vil føre til et samlet kraftoverskudd i Norden de neste 10-20 årene. Et kraftoverskudd i Norden kan delvis benyttes til å bistå land på Kontinentet med å redusere klimagassutslipp og samtidig skape verdier for norsk kraftproduksjon og deres offentlige eiere. Kraftoverskuddet kan også være en mulighet for økt forbruk både innen petroleum, transport og kraftintensiv industri. Reduserte kraftpriser som følge av et kraftoverskudd vil ha stor betydning for industriens konkurranseevne. Den høye fornybarandelen i det norske kraftsystemet, kan bli en konkurransefordel i et framtidig marked dersom det blir etablert globale klimaavtaler eller annet rammeverk som premierer produksjon med lavt klimafotavtrykk. I et slikt framtidsbilde er det sannsynlig at Norge kan tilby priser på fornybar kraft som er internasjonalt konkurransedyktige. 3 Med unntak av gasskraftverk på oljeplattformer på den norske sokkelen og enkeltanlegg som som Kårstø, Mongstad og Snøhvit Side 7 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 2.2 Region midt har et betydelig kraftunderskudd 2.2.1 Historisk har underskuddet i regionen vært på inntil 8 TWh Kraftbalansen i et område beregnes her som differansen mellom middelproduksjon4 og gjennomsnittlig sluttforbruk av kraft fra 2008 til 2010, justert for nettap5. Figur 2.1 viser kraftbalansen for Midt-Norge, bestående av de to Trøndelagsfylkene, samt Møre og Romsdal. Merk at året 2010 var preget av en kald vinter. Nord-Trøndelag har en marginal negativ balanse, mens SørTrøndelag er noe verre stilt med underskudd på rundt 1 TWh. Kraftintensiv industri i Møre og Romsdal har et høyt kraftforbruk sammenlignet med kraftproduksjon i fylket. Møre og Romsdal har et underskudd på 3,4 TWh. Det gir Midt-Norge et samlet kraftunderskudd av størrelsesorden rundt 5 TWh i et normalår, eller oppimot én fjerdedel av regionens forbruk. Underskuddet er ikke like stort i hele regionen. Flaskehalsene i nettet oppstår ved Tunnsjødal i Nord-Trøndelag og ved Ørskog på Sunnmøre. Mellom disse flaskehalsene, har underskuddet variert mellom 5,3 og 8,1 TWh i perioden 2006-2010 (Statnetts NUP 2011). Med et betydelig kraftunderskudd er regionen avhengig av import, spesielt i vinter-/vårperioden i tørre år. I tillegg er fleksibiliteten i regionens kraftproduksjon lav sammenlignet med resten av landet. Kraftbalansen varierer derfor mye i enkelte delområder, med underskudd om vinteren og overskudd i perioder med stor produksjon om våren og høsten. Belastningsfrakobling for industrien kan sikre en høyere kapasitet inn til Midt Norge. Figur 2.1. Kraftbalansen for de tre fylkene i Midt-Norge TWh 20 Middelproduksjon Snittforbruk 08-10 Balanse 15 10 5 0 -5 -10 -15 -20 -25 Nord-Trøndelag Sør-Trøndelag Møre og Romsdal MIDT Kilde: SSB, NVE og RKSU for Nord-Trøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal 2.2.2 Lav kraftproduksjon og lav magasinkapasitet Midt-Norge har den minste andelen av Norges kraftproduksjon, med om lag 12 prosent. I tillegg har regionen den laveste andelen av landets magasinkapasitet, med 8 prosent. Figur 2.2 under viser middelproduksjon og magasinkapasitet per fylke, samt middelproduksjon per produksjonstype. Mesteparten av produksjonen er storskala vannkraft, som her er definert som kraftverk større enn 10 MW. Store vannkraftverk er i første rekke Aura kraftverk i Sunndal, Nea kraftverk i Tydal og Tunnsjødal kraftverk i Namsskogan. I tillegg har regionen noe uregulerbar kraftproduksjon ved småskala vannkraft og vindkraft. Magasinkapasiteten er som allerede nevnt, lav. 4 Beregnet, gjennomsnittlig årlig produksjon i vannkraftverk basert på tilsigsserien 1981-2010 5 Forbrukstallene er hentet fra SSB’s elektrisitetsstatistikk. Nettapet er snittet fra årene 2008-2010 i henhold til NVEs årlig utgitte «Energi i Norge». Side 8 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 2.2: Kraftproduksjon i Region Midt TWh 18 Vindkraft 16 Småskala vannkraft 14 Storskala vannkraft 12 Magasinkapasitet 10 8 6 4 2 0 Nord-Trøndelag Sør-Trøndelag Møre og Romsdal MIDT Kilde: NVE, THEMA Consulting I tillegg til kraftproduksjonen som er vist i figuren over, finnes det mobile reservegasskraftverk på Nyhamna og Tjeldbergodden med samlet installert kapasitet på ca. 300 MW. De er eid av Statnett og skal bare brukes ved akutt kraftmangel. NVE gav i 2006 konsesjon for bygging av et gasskraftverk på 860 MW på Tjeldbergodden, men Shell og Statoil bestemte seg for ikke å benytte seg av konsesjonen. Det har vært diskutert om CO2 fra gasskraftverk kan brukes som trykkstøtte i gassfelt på sokkelen. Statoil og Shell vurderte en slik løsning for det planlagte gasskraftverket på Tjeldbergodden, men lyktes ikke med å finne lønnsomhet i konseptet. 2.2.3 Industrien er en stor kraftforbruker Region Midt har hatt et gjennomsnittlig samlet årlig kraftforbruk på like over 19 TWh i perioden 2008 til 2010. Forbruket ligger normalt noe høyere siden Hydro på Sunndal ikke har gått for fullt i hele perioden. Figur 2.3 viser fordelingen for de ulike forbruksgruppene. Tallene er basert på gjennomsnittet av fylkenes energibruk i de tre årene. De desidert største uttakene finnes i industrien i Møre og Romsdal, samtidig som Trondheim by er største forbrukssenter innen alminnelig forsyning. Forbruket i alminnelig forsyning endres sakte, mer eller mindre i takt med befolkningsvekst. Industrien, og dermed industriens kraftforbruk, er avhengig av internasjonale konjunkturer og industriens konkurransekraft mot produsenter i andre deler av verden. Figur 2.3. Kraftforbruket i fylkene fordelt på ulike forbruksgrupper 25 Snittforbruk 2008-2010 [TWh] KII industri 20 Bergverk og utvinning Annen industri 15 Alminnelig forsyning 10 5 0 Nord-Trøndelag Sør-Trøndelag Møre og Romsdal MIDT Kilde: SSB, THEMA Consulting Group Samlet forbruk i Nord-Trøndelag er rundt 3,4 TWh. Norske Skog står for omtrent 920 GWh av dette forbruket, også etter et energieffektiviseringsprosjekt som reduserte forbruket med rundt 20 prosent. En annen stor enkeltforbruker er Södra Cell som forbruker 100 GWh i et år med normal Side 9 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida produksjon. Det finnes også enkeltbedrifter utenfor kategorien kraftintensive som likevel bruker en del kraft, slik som Moelven Industrier og fylkets største enkeltbedrift, verftet Kværner Verdal. I Sør-Trøndelag utgjør industrien en mindre andel av det samlede forbruket. Noen av de største enkeltforbrukere er Elkem Thamshavn (nettoforbruk på 435 GWh/ år), Holla Metall (ca 700 GWh/ år) og Washington Mills (ca 300 GWh/ år). I Møre og Romsdal står industrien for over 60 prosent av det total kraftforbruket i fylket. I Sunndal finner vi landets største enkeltforbruker av kraft, Hydro Aluminium (ca. 5500 GWh/ per år ved normal driftstid på ovnene). En annen stor forbruker er petroleumsanleggene på Nyhamna og Tjeldbergodden. Petroleumsanleggene bruker omtrent 1400 GWh per år. En annen stor industriforbruker i fylket er Hustadmarmor (ca 500 GWh/ år). 2.2.4 Det er i perioder utfordrende å forsyne regionen via sentralnettet Deler av sentralnettet i Midt-Norge ble oppgradert på 2000-tallet. Øst-vest forbindelsen mellom Ørskog (på Sunnmøre) og Viklandet (i Sør-Trøndelag) ble spenningsoppgradert i 2004. Ledningen videre østover til Sverige (Nea-Järpströmmen) ble spenningsoppgradert i 2009. Begge disse ledningene har nå et spenningsnivå på 420 kV. Forbindelsen til Sverige har bidratt til en bedre forsyningssikkerhet i Midt-Norge ved import vinterstid. Figur 2.4: Sentralnettet i Sør-Norge Kilde: Statnett Bortsett fra øst-vest forbindelsen, vist med rødt i Figur 2.4, er dagens sentralnett inn til Midt-Norge svakt (som vist i blått og grått). Nord-Trøndelag er forbundet mot Nordland med to 300 kV ledninger. Normalt er det flyt inn til Midt-Norge på begge disse ledningene ettersom Nordland har kraftoverskudd både sommer og vinter. Sogn og Fjordane har også et kraftoverskudd hele året, og Midt-Norge importerer kraft også sørfra, men denne ledningen er svak (132 kV) og høyt belastet det meste av året. Området har dessuten forbindelser mot Østlandet via tre ledninger. Den største er en 300 kV ledning mellom Aura-Vågåmo. I tillegg finnes det to 132 kV ledninger mot sør-øst; Osbu-Vågåmo og Ulset-Savalen. Side 10 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 2.2.5 Regional- og distribusjonsnettet har en høy alder Regionalnettet består av ledninger med spenningsnivå på 66 og 132 kV. En del kraftproduksjon og større forbrukere er koblet på regionalnettet. Det største antall abonnenter er imidlertid knyttet til distribusjonsnettet som er på lavere spenningsnivå enn dette. Regional- og distribusjonsnettet i Region midt eies av en flere store og mindre nettselskaper. En oversikt over omfanget og verdien av regional- og distribusjonsnettet er vist i Tabell 2.1. I NordTrøndelag er det kun NTE som er regionalt nettselskap, mens de andre fylkene har flere aktører. De største netteierne er Trønderenergi, NTE, Istad, Tafjord, Tussa og Nordmøre Energiverk. Store deler av regionalnettet er gammelt, rundt 20-30 prosent av luftledningene er bygget før 1960. Dette tyder på et stort reinvesteringsbehov i regionalnettet de neste 10 årene. Tabell 2.1: Oversikt over regional og distribusjonsnett i region midt Regionalnettet Distribusjonsnettet Bokført verdi Ledninger Kabler Bokført verdi (km) (km) (mrd kr) Antall målepunkt 6 (mrd kr) Nord-Trøndelag 1062 32 0,42 81402 1,2 Sør-Trøndelag 1300 90 0,59 175162 1,7 Møre og Romsdal 1569 77 0,67 151947 1,9 Region midt 3931 199 1,68 408511 4,8 Kilde: NVE, RKSUer 2.3 Periodevis store forskjeller i områdepriser På grunn av flaskehalsproblemene som er beskrevet tidligere, er Region midt et eget prisområde som i perioder har hatt høye kraftpriser sammenlignet med deler av Sør-Norge, særlig fra 2008 til 2010. I løpet av 2009 og 2010 betalte forbrukerne innenfor flaskehalsområdet i Region midt samlet sett nesten 1,2 milliarder kroner mer for kraftforbruket enn det de ville ha gjort med en kraftpris lik prisen på Østlandet (THEMA Consulting Group, 2011). Mot slutten av 2011 ble det innført prisområder i Sverige. Midt-Norge er etter dette koblet på prisområde 2 i Sverige, der prisene normalt er relativt lave. Det siste året har derfor prisene i MidtNorge vært mer stabile og lavere enn det vi har sett de foregående årene. Et sterkere sentralnett mellom de ulike regionene i Norge vil generelt sett bidra til jevnere priser mellom de ulike prisområdene. 2.4 Nye storforbrukere av kraft kan ikke kobles på nettet i Region midt 2.4.1 Industribedrifter venter på tilgang til ny kraft På grunn av dagens kraftsituasjon i Midt-Norge, er det ikke mulig for større nytt forbruk å koble seg på nettet i Midt-Norge. Det vil si at industriaktører som ønsker å utvide sin virksomhet, eller bygge ny industri i regionen, ikke kan gjøre det før Ørskog-Sogndal er på plass i 2016. Det samlede kraftforbruket i kraftintensiv industri Midt-Norge utgjør ca. 8 TWh, og ca. 10 TWh ved full drift på Hydro Sunndalsøra. I perioden fram til 2020 har Statnett identifisert et behov for økt kraft til kraftintensiv industri og petroleumsvirksomhet i regionen fra dagens nivå til nesten 13 TWh (THEMA Consulting Group, 2011). Dette er illustrert i Figur 2.5. 6 Bokført verdi 31.12.2010 Side 11 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 2.5: Prognose for kraftforbruket i kraftintensiv industri i Midt-Norge Kilde: Statnett Hydro Sunndalsøra er den største kraftforbrukeren i regionen. Den eldste av tre ovner (SU III) i aluminiumsverket har vært midlertidig ute av drift siden 2009 på grunn av et svakt verdensmarked for aluminium. Deler av driften ved SU III er nå startet opp igjen. Aluminiumsprisen og den globale lagersituasjonen for aluminium antas å være to av de viktigste faktorene i dette bildet. Kraftforbruket til SU III er på omtrent 1,4 TWh ved normal drift. THEMA (2011) identifiserte prosjekter for tradisjonell industri til en samlet investering på rundt 7 milliarder kroner som er satt på vent inntil kraftsituasjonen i regionen er bedret. Höganäs og LKAB vurderer å etablere et jernverk på Tjeldbergodden. Investeringsbeslutning kan tidligst tas i 2012, og prosjektet kan tidligst realiseres i 2015. Evonik Solar har tatt over FESILs prosjekt om å etablere et pilotanlegg for silisiumproduksjon til solcelleindustrien i Trondheim. Et eventuelt fullskalaanlegg er tenkt plassert på Orkanger. Om alle industriprosjektene fortsatt står på vent, er uavklart. Noen av prosjektene kan ha blitt lagt på is av andre årsaker enn manglende tilgang på kraft, f.eks. markedssituasjonen. Prosjekter kan også ha blitt uaktuelle fordi en kapasitetsøkning i produksjonen har skjedd andre steder på grunn av at det ikke var mulig å få til i tide i Trøndelag. 2.4.2 Behov for økt kraft til petroleumsindustri Stortinget vedtok i 1996 at kraftforsyning fra land skal utredes for alle utbyggingsplaner for olje- og gassfelt. Det gjelder både utbygging av nye felt og større modifikasjoner på eksisterende installasjoner. Både eksisterende og framtidig olje- og gassproduksjon fra feltene i Norskehavet krever et økt kraftforbruk. Det økte kraftforbruket er i første rekke knyttet til behovet for økt kompresjon på Ormen Lange-feltet, og bygging av en ny gassledning til Nyhamna i Aukra kommune, NSGI (Norwegian Sea Gas Infrastructure). En slik rørledning vil både føre til at gassproduksjonen fra påviste felt fremskyndes og at ny letevirksomhet i området stimuleres. Utbygging av feltene Aasta Hansteen og Linnorm er en forutsetning for at gassledningen blir bygd, men den kan også transportere gass fra andre felter. NSGI prosjektet omfatter en 500 km rørledning fra feltet Aasta Hansteen til Nyhamna med mulig oppkobling for feltene Linnorm og Zidane, og med oppkobling mot rørledningen Åsgard Transport. I tillegg omfatter NSGI kapasitetsutvidelser og tekniske løsninger ved prosessanlegget i Nyhamna. Endelig investeringsbeslutning for NGSI er planlagt i siste kvartal 2012, og planlagt oppstart er satt til 2016 (Gassco.no). Det økte kraftbehovet på Nyhamna er anslått til 100 MW (Shell, 2012). Statnett kan ikke koble opp et slikt kraftforbruk før Ørskog-Sogndal forbindelsen er på plass. En utsettelse av NSGI- Side 12 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida prosjektet vil forsinke utviklingen av påviste reserver i Norskehavet og føre til at gassproduksjonene fra norsk sokkel blir mindre enn den ellers ville vært. På Tjeldbergodden forventes energiforbruket framover å bli uendret fremover og et eventuelt jernverk på Tjeldbergodden er planlagt å forsynes med naturgass. 2.4.3 Økt kraftetterspørsel på grunn av befolkningsvekst Det er en betydelig korrelasjon mellom veksten i alminnelig kraftforbruk og befolkningsutvikling. Økning i befolkningen betyr flere boliger, flere tjenesteytende bedrifter, flere kontorbygg og høyere aktivitet i næringslivet. SSBs middelprognose ligger til grunn for forventet vekst i alminnelig forbruk. Det forventes at energieffektivisering i boliger og kontorbygg har begrenset virkning frem til 2020 og at boarealet er tilnærmet likt. Elektrifisering av bilparken kan øke etterspørselen etter kraft, men har noe ikke stor påvirkning på regionalt nivå. Figur 2.6: Forventet vekst i alminnelig forbruk GWh 1 000 Alminnelig forsyning 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Nord-Trøndelag Sør-Trøndelag Møre og Romsdal MIDT Kilde: THEMA Consulting Group Figur 2.6 viser at det forventes en vekst i regionen midt på 0,9 TWh frem til 2020. Alt økt alminnelig kraftforbruk, om det er økning i eksisterende bygg eller nye boliger, må betale nettleie utfra et energiledd. Store deler av alminnelig forbruk er knyttet til distribusjonsnettet på lavt spenningsnivå. Derfor er nettleien på lavere spenningsnivå en refleksjon av nettkostnadene er for alle tre nettnivåer og er betydelig høyere enn forbruk direkte tilkoblet sentralnettet. 2.5 Svak forsyningssikkerhet i regionen 2.5.1 Risiko for energimangel i kalde og tørre år Kraftsituasjonen i Region midt har vært preget av store underskudd og tidvis høye områdepriser de seneste årene. Kraftsituasjonen i regionen har blitt gradvis forverret siden starten av 2000tallet på grunn av en rask økning i kraftforbruket i industri og petroleumsvirksomhet. Økningen i forbruket har skjedd uten en tilsvarende økning i kraftproduksjon og/ eller overføringsledninger inn til området (Nettmeldingen, 2012). Utfordringene er primært knyttet til den svært negative energibalansen. Det kan oppstå kritiske situasjoner dersom vannmagasinene i regionen er i ferd med å gå tomme for vann og importen ikke er tilstrekkelig til å kunne sikre kraftforsyningen. Dette er mest aktuelt sent på vinteren før vårsmeltingen fyller vannmagasinene. Situasjonen er særlig vanskelig i tørre år med lite tilsig og følgelig liten magasinfylling. Dersom det er underdekning på energi i området, og kraftnettet ikke har tilstrekkelig kapasitet til å dekke kraftbehovet, er det risiko for rasjonering av kraft i området. På grunn av usikkerheten knyttet til om dagens kraftunderskudd kan dekkes opp i alle situasjoner, har Statnett etablert reservekraftverk (gass) i regionen. Dette skal i utgangspunktet kun benyttes når sannsynligheten for strømrasjonering overstiger 50 prosent (statnett.no), men det har vært gitt Side 13 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida dispensasjon til å benytte reservekraftverket også ved driftsforstyrrelser. Likevel har det så langt ikke oppstått situasjoner der gasskraftverket har blitt tatt i bruk. Ved feil i nettet, vil Statnett flere steder i landet ta i bruk systemvern, det vil si at forbruk fra enkelte aktører kobles ut for å opprettholde forsyningen til øvrige forbrukere. Som regel er det industri som utgjør systemvernet, og industriaktører kobles ut for å sikre forbruket til alminnelig forsyning inntil hele forbruket kan gjenopprettes (Statnett, 2012b). For eksempel vil kraftleveransen til Hydro på Sunndalsøra kobles ut som en del av systemvernet i regionens nett. 2.5.2 Ikke tilstrekkelig driftssikkerhet på Sunnmøre Området Ålesund by og Sunnmøre har et stort antall timer med redusert forsyningssikkerhet, definert som antall timer der utfall av en ledning gir strømbrudd i området. Dette skjer Gassco i følge NVE (2012) når kraftflyten in fra Viklandet overstiger 30 MW. Figur 2.7 viser Gassprosessanleggene er avhengig av høy leveringskvalitet på kraftleveransen for å sikre antall timer med redusert forsyningssikkerhet pålitelig gassleveranse til rett tid for Europa. I 2011 i perioden 2006 til 2010. I 2011 var det var halvparten av underleveransene i leveransefortsatt mange timer med redusert for- punktene på kontinentet forårsaket av kraftutfall og syningssikkerhet, men nivået var betydelig spenningsdipper. Mer enn 600 millioner standard3 lavere enn i 2010. Årsaken til den store kubikkmeter (Sm ) som var bestilt kom ikke frem til kunde i tide som følge av kraftutfall og spenningsøkningen i 2010 er uklar, men NVE (2012) dipper. antar at årsaken er mindre produksjon og mer ujevn kjøring over døgnet. 2010 var også Innspill fra Gassco, 2012 et særlig kaldt år med høyt forbruk. Den reduserte forsyningssikkerheten på Sunnmøre oppstår i et intakt nett. Det vil si at det ikke finnes noen ledninger eller transformatorstasjoner som kan kobles raskt inn for å gjenopprette forsyningen ved feil på en ledning (NVE, 2012). Figur 2.7: Timer med redusert forsyningssikkerhet Timer med redusert driftssikkerhet 7000 Ålesund/Sunnmøre 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kilde: NVE (2012) 2.5.3 Sikker forsyning har stor betydning for industri og petroleum Betydningen av sikker kraftforsyning til industrien har blitt belyst av THEMA Consulting Group tidligere (THEMA Consulting Group, 2011). Følgende er hentet fra «En landsdel på vent»: “Plutselige strømbrudd, selv korte blink eller spenningsfall, kan få store konsekvenser for de fleste virksomhetene i kraftintensiv industri. Et strømbrudd kan føre til betydelige skader på utstyr. I tillegg vil hele produksjonen stanse umiddelbart, og det kan ta lang tid å starte opp igjen. Dette vil Side 14 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida gjelde i større eller mindre grad for ulike deler av produksjonen og avhengig av hva som blir produsert i anlegget: ”Selv kortvarige avbrudd får store konsekvenser, særlig i våre videreforedlingsanlegg, da disse må kjøres ned/ opp for alle typer avbrudd. Ovnsdriften er mindre sårbar for kortvarige avbrudd inntil 1 time, da kan vi greit gjenoppta ovnskjøringen. Lengre avbrudd vil også her bety kvalitetsforringelse og tapt produksjon.” Uforutsette, korte avbrudd får økonomiske konsekvenser for bedriftene: ”Korte avbrudd gir som regel begrensede kostnader, noen hundre tusen.” ”Hver stopp koster mellom femti og hundre tusen, det varierer litt med linjen, og dersom det kommer tilbake veldig raskt kan man klare å fortsette produksjonen.” ”Uforberedt utfall kan koste millioner av kroner.” ”Sist vi hadde utfall, kostet dette 1,5 millioner kroner, det var både skader på utstyret og tapt produksjon.” Lengre utfall får større konsekvenser. Smelteverkene får problemer med at smeltemassen begynner å stivne etter 1-2 timer: ”Elektrolysen i metallverk krever høy forsyningssikkerhet, og kan kun være uten strømtilførsel i 1-2 timer. Stabil drift og strømtilførsel er derfor viktig.” Andre selskaper får lengre oppstartskostnader ved lengre utfall: ”Man kan gange antall timer vi stopper med 4 for å få det antall timer det tar å få gjenopprettet full produksjon.” Den kraftintensive industrien er imidlertid samstemte om at uforutsette utfall skjer sjelden, og at det har skjedd er en forbedring de siste 10 årene.” 2.6 Store vindkraftprosjekter mangler nettilgang Som beskrevet tidligere, er det forventet at elsertifikatordningen vil utløse 26,4 TWh ny kraftproduksjon i Norge og Sverige til sammen. Det vil være usikkerhet knyttet til hvor stor andel av denne produksjonen som kommer i Norge, og hvordan den vil fordele seg mellom de ulike regionene. Utbyggingen vil trolig skje der utbygging er økonomisk mest gunstig. Region midt har hatt store kraftunderskudd i mange år, og det har vært stort fokus på å øke kraftproduksjonen i regionen. Det er imidlertid et begrenset potensial for ny vannkraft, og det meste av vannkraftpotensialet er plassert nord og sør i regionen, utenfor den delen med størst kraftunderskudd. Det er flere store vindkraftprosjekter under planlegging på Fosen og Snillfjord i SørTrøndelag. En realisering av disse prosjektene vil bedre kraftbalansen i regionen. Samtidig er vindkraften uforutsigbar, og man er ikke sikret at det blåser i de periodene behovet for kraft er størst. Figur 2.8 viser det konsesjonsgitte eller konsesjonssøkte potensialet for ny vannkraft og vindkraft per fylke i regionen. Prosjekter som er gitt konsesjon eller konsesjonsøkt knyttet til Fosenledningen (se kapittel 3.2) utgjør 4,4 TWh vindkraft i Sør-Trøndelag og 1 TWh vindkraft i NordTrøndelag. I tillegg kommer forhåndsmeldte prosjekter. 4,5 TWh av vindkraftprosjektene er gitt konsesjon per dags dato. Inkludert forhåndsmeldte prosjekter utgjør det 4,6 TWh i Sør-Trøndelag og 3,2 TWh i Nord-Trøndelag. Side 15 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 2.8: Oversikt over potensialet for ny kraftproduksjon i Region midt GWh 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 Vind - Konsesjonssøkt Vind - Gitt konsesjon/under bygging Vann - Konsesjonssøkt Vann - Gitt konsesjon/under bygging Vann - O/U 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Nord-Trøndelag Sør-Trøndelag Møre og Romsdal MIDT Kilde: NVE konsesjonsdatabase Inkludert de forhåndsmeldte prosjektene er det samlede potensialet i regionen i overkant av 10 TWh, noe som er mye sammenlignet med det vi forventer skal bygges ut i hele Norge innen 2020. Det er dermed stor usikkerhet til hvor mye av kraftpotensialet i Midt-Norge som blir realisert innen 2020. På landsbasis anslår vi 13,2 TWh med fornybar kraft innen 2020 som følge av elsertifikatordningen. Denne nye produksjonen må så fordeles ut til de ulike regionene. Vi har med det gjort en analyse av hvor mye ny kraft som kan realiseres i hver region, gitt potensialet i regionen og de planlagte nettinvesteringene. For Region midt sin del anslår vi at 2,5 TWh ny vann- og vindkraft blir realisert innen 2020 dersom de planlagte nettinvesteringene i regionen blir realisert. Det gir grunnlag for 5,3 TWh ny vindkraft etter 2020 hvis kostnadsutviklingen er gunstig og kraftprisene holder seg på et høyt nivå. 2.7 Stort behov for økt nettkapasitet i nord-sør retning 2.7.1 Økt kraftproduksjon i Region nord vil øke kraftflyten gjennom Region midt Det er et betydelig potensial for både ny vannkraft og ny vindkraft i Nord-Norge, og særlig Nordland har store vannkraftressurser. Det er konsesjonsgitt/-søkt vannkraftprosjekter tilvarende omtrent 2,5 TWh vannkraft i Nordland og drøyt 1 TWh i Troms. Vi forventer at 2,4 TWh av dette blir utløst innen 2020 som følge av ordningen med elsertifikater. Det meste vil være uregulert småkraft som produserer mest om sommeren. På sommeren er det allerede betydelig kraftoverskudd i hele Nord-Norge, slik at en økning i produksjonen stort sett vil flyte sørover i sommerhalvåret. Økt kraftflyt sørover vil øke sannsynligheten for at det oppstår flaskehalser i nettet mot Trøndelag og perioder med ulike områdepriser. Den økte nord-sør flyten i det norske kraftsystemet gir et behov for å forsterke nord-sørnettet i store deler av landet. Uten en gjennomgående sterk (420 kV) ledning nord-sør gjennom Nordland, Trøndelag og Vestlandet vil den svakeste delen av nettet bli en flaskehals for transport av kraft i perioder med høy (uregulert) produksjon, noe som vil begrense veksten i ny produksjonskapasitet. 2.7.2 Økt uregulert kraftproduksjon i nord i både Norge og Sverige Det skal som tidligere beskrevet bygges ut mye ny fornybar kraft i Norge og Sverige, og samtidig forventer NVE en økt produksjon i eksisterende vannkraftanlegg som følge av økt tilsig. Bortsett fra noe biokraft i Sverige, er det lite trolig at kraftproduksjon fases ut i noen av landene. Dersom ikke forbruket i Norden økes vesentlig, får vi et betydelig overskudd av kraft i Norden etter 2020. Et stort kraftoverskudd i Norden vil gi grunnlag eksport av kraft i flere timer pr. år enn i dag. Side 16 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Utviklingen i den løpende kraftbalansen og prisforskjeller mellom Norge og Kontinentet vil imidlertid avgjøre dette. Mye av den nye kraften vil være småkraft som produserer mest om sommeren når forbruket er lavest, og som derfor i stor grad må fraktes ut av regionen og videre ut av Norden. Vindkraft vil produsere mest på vinteren når forbruket er høyt, men vinden er uforutsigbar hele året. I perioder med lavt forbruk, må også vindkraften fraktes ut av regionen og videre ut av Norden. Mye av utbyggingen av den fornybare kraften vil skje i Region vest og lengre nord i Norge. En stor del av utbyggingen vil også skje nord i Sverige. Kraften nord i Sverige må fraktes sørover til forbruksområdene i Norge, Sverige og til mellomlandsforbindelsene for eksport. Dermed øker kraftflyten fra nord til sør både i Norge og Sverige. En stor del av den norske kraftflyten i nord-sør retning går i dag via Sverige. En økt utbygging av kraft i Nord-Sverige vil føre til at en større andel av kraftflyten som i dag går igjennom Sverige, må gå igjennom Norge. I tillegg vil utbyggingen av fornybar kraft i Sør-Sverige bidra til å redusere kraftunderskuddet her, og dermed bidra til redusert eksport til Sverige. En større andel av norsk krafteksport må derfor skje lenger sør via planlagte sjøkabler til Storbritannia og Kontinentet. Alle momentene som er beskrevet over, tilsier et sterkere sentralnett i nord-sør retning i Norge. Et sterkere sentralnett gjennom Region midt vil både bedre kraftsituasjonen i området, men også legge til rette for økt kraftproduksjon i Nordland og eventuelt lengre nord i landet, samt på Vestlandet, særlig i Sogn og Fjordane. 2.8 Store deler av nettet i regionen har en høy alder De fleste hovedforbindelsene inn til Midt-Norge er bygd på 60 og 70-tallet. Unntakene er øst-vest ledningen mellom Ørskog, Viklandet, Klæbu og Järpsströmmen som ble oppgradert i perioden 2003-2009. I tillegg er den ene ledningen mellom Sør- og Nord-Trøndelag, Namsos-Klæbu, bygget på 80-tallet. Den andre ledningen mellom Nord- og Sør-Trøndelag, Tunnsjødal-Verdal, ble bygget i 1963. Hovedledningen mot Østlandet er fra Aura til Vågamo og videre til Fåberg. Denne ledningen er bygget i perioden 1959-1973. Ørskog-Sogndal som er under bygging, vil erstatte dagens ledning fra 60-tallet sørvestover gjennom Sogn og Fjordane. Ledningen Klæbu-Orkdal-Aura ble bygget tidlig på 70-tallet. I Møre og Romsdal er mer enn 25 prosent av regionalnettet over 50 år gammelt (RKSU for Møre og Romsdal, 2012). I Nord-Trøndelag er 34 prosent av regionalnettet bygget før 1970 (RKSU for Nord-Trøndelag, 2012). I Sør-Trøndelag er regionalnettet i bra stand, tross høy alder, på grunn av godt vedlikehold. Reinvesteringer på grunn av alder vil imidlertid øke også her (RKSU for SørTrøndelag, 2012). Side 17 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 3 DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER Dagens overføringskapasitet inn til Region midt er ikke tilstrekkelig dimensjonert til å sikre forsyningen i alle situasjoner. Statnett vil bygge en ny overføringsforbindelse inn til Sunnmøre fra overskuddsområdet Sogn, en ny 420 kV ledning Ørskog-Sogndal. Et annet prioritert tiltak for Statnett er å bygge en ny ytre forbindelse nord-sør over Fosen dersom vindkraftprosjektene på Fosen og i Snillfjord blir realisert. Det er også planer om å oppgradere nettet mellom Nordland og Sør-Trøndelag slik at man får to parallelle 420 kVledninger og et sterkt nord-sør nett gjennom Midt-Norge. Utfordringene i dagens kraftsystem og forventninger om økt produksjon og forbruk i områder med flaskehalser i nettet er bakgrunnen for de omfattende investeringsplanene i regionen. Vi fokuserer i hovedsak på investeringer i sentralnettet, men også de lokale nettselskapene har store investeringsplaner i regional- og distribusjonsnettet. Figur 3.1 viser de største planlagte tiltakene i sentralnettet. De fleste kraftledninger løser flere behov samtidig. Vi har likevel kategorisert de ulike nettprosjektene etter det vi anser å være viktigste årsak, men har kommentert i beskrivelsen også andre nyttevirkninger, se også kapittel 4.1. De samlede effektene av investeringer i kraftnettet er mange og sammenhengene kan ofte være komplekse. Vi har derfor ikke tatt mål av oss å beskrive alle effekter av nettinvesteringene, men har valgt å fokusere på de vi mener er viktigst. Informasjon om nettinvesteringene er hentet fra offentlig tilgjengelige kilder som konsesjoner eller konsesjonssøknader, Statnetts Nettutviklingsplan, Nettmeldingen, ulike utredninger fra Statnett og de regionale kraftsystemutredningene. Den samlede vurderingen står imidlertid for vår regning. Figur 3.1: Planlagte nettiltak i Midt-Norge Kilde: Statnett (2012a) Side 18 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 3.1 Nettinvesteringer for å øke nord-sør flyten og styrke forsyningssikkerheten 3.1.1 Betydning av økt nord-sør kapasitet i sentralnettet Som beskrevet i kapittel 2.7, er det avgjørende å øke kapasiteten nord-sør i det norske kraftnettet for å gi plass til ny produksjon, øke forsyningssikkerheten, sikre produsenter og forbrukere i større deler av landet tilgang til økt utvekslingskapasitet mot Kontinentet og bidra til å løse klimautfordringen. Den nye ledningen mellom Ørskog-Fardal og en oppgradering mellom Namsos og Klæbu og videre til Viklandet vil samlet sett føre til en sterk nord-sør forbindelse fra Nord-Trøndelag til sør i Sogn og Fjordane. Fosenledningen vil også styrke nettet mellom Nord- og Sør-Trøndelag. Det er også planlagt forsterkninger videre sørover på Vestlandet og nordover i Nordland. Alt dette bidrar til å styrke sentralnettet i nord-sørlig retning i Norge. Dersom det ikke realiseres vindkraft på Fosen og i Snillfjord, vil heller ikke Fosenledningen bygges. I så fall, vil det blir behov for å forsterke dagens ledning mellom Tunnsjødal og Verdal i stedet for å få to parallelle nord-sør ledninger på 420 kV. Ved utbygging av mer vindkraft i Trøndelag enn det som er forutsatt som følge av Fosenledningen, eller dersom det blir realisert mye ny kraftproduksjon i Nordland, vil det i følge Statnetts Nettutviklingsplan på sikt også bli behov for forsterkninger sør-østover mellom Sør-Trøndelag og Østlandet. Disse to alternativene er ikke forventet å bli realisert innen 2020, og er derfor ikke beskrevet nærmere i denne rapporten. 3.1.2 Ørskog-Fardal Den nye ledningen Ørskog-Fardal er under bygging og Statnett forventer at hele ledningen skal stå klar som planlagt i 2015. Det er betydelig nytteeffekter av å få denne ledningen på plass. Den vil utløse ny kraftproduksjon i store deler av Sogn og Fjordane og på Sunnmøre som i dag ikke kan realiseres på grunn av manglende kapasitet i nettet. I tillegg vil den bedre forsyningssikkerheten i Sogn og Fjordane nord for Sogndal og øke kapasiteten mot Midt-Norge. Økt kapasitet nordover gir mulighet for å eksportere en større del av kraftoverskuddet i Sogn og Fjordane nordover og dermed bidra til å dekke kraftunderskuddet i Midt-Norge. Ledningen har i følge konsesjonen en lengde på 285 km og inkluderer bygging av seks nye transformatorstasjoner mot regionalnettet. Samtidig skal 170 km 132 kV ledning og en transformatorstasjon saneres (statnett.no). Kostnaden for tiltaket er estimert til 5 milliarder kroner. Arbeidet med prosjektering, skogrydding, fundamentering, reising av master og strekking av liner er godt i gang på flere delstrekninger (statnett.no). 3.1.3 Spenningsoppgradering Klæbu-Namsos NVE har i mars 2012 gitt Statnett konsesjon for spenningsoppgradering av Klæbu-Namsos fra 300 kV til 420 kV, og endelig vedtak er forventet fra OED i juni 2013 (statnett.no). Dagens ledning er av en type (duplex) som enkelt kan oppgraderes. Det vil si at eksisterende master og ledninger kan benyttes med mindre modifikasjoner. I tillegg vil Klæbu transformatorstasjon utvides og Verdal-, Ogndal- og Namsos-stasjon oppgraderes. Ledningen er 166 km lang, og Statnett har estimert kostnaden for oppgraderingen til 0,7 til 1,0 milliarder kroner. En spenningsoppgradering vil øke kapasiteten i ledningen isolert sett, og være et steg på veien mot økt kapasitet nord-sør i regionen. En økning av transformatorkapasiteten i stasjonene som er tilknyttet ledningen, vil gi rom for betydelige økninger i hvor mye ny produksjon som kan tilknyttes i området. En oppgradering av ledningen Klæbu-Namsos vil ikke alene øke overføringskapasiteten fra Nordland til Trøndelag. Med en sterk og en svak ledning i parallell, er det den svakeste som setter begrensningen for den samlede overføringskapasiteten. Årsaken er at man Side 19 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida vil unngå strømbrudd selv om den sterkeste ledningen faller ut7. Full effekt av oppgraderingen oppnås først når den parallelle strekningen Tunnsjødal-Klæbu er spenningsoppgradert eller det har blitt bygget en ny ledning mellom Namsos og Orkdal/Trollheim. 3.1.4 Klæbu-Aura/Viklandet I likhet med ledningen Klæbu-Namsos, kan en spenningsoppgradering av ledningen KlæbuOrkdal-Aukra/Viklandet gjennomføres ved bruk av dagens master og ledninger. Ledningen vil styrke nettkapasiteten gjennom Region midt, og styrke kraftforsyningen til Møre og Romsdal som er det største underskuddsområdet i regionen. Ledningen styrker også nord-sør kapasiteten i regionen og legger dermed til rette for utbygging av mer fornybar kraft i Nordland. Statnett har meldt tiltaket, men konsesjonssøknad er ikke sendt. Statnett forventer at oppgradering er gjort innen 2017-2018. 3.2 Fosenledningen er en forutsetning for å bygge ny vindkraft Statnett har fått konsesjon til å bygge en ny sentralnettledning fra Namsos over Fosen via Snillfjord til Trollheim. En forutsetning for at denne ledningen skal bli samfunnsøkonomisk lønnsom og dermed bygges, er i følge konsesjonen at det realiseres 600-800 MW vindkraft på Fosen og 400 MW vindkraft i Snillfjordområdet. Samlet sett representerer 1.000-1.200 MW vindkraft en årlig kraftproduksjon på 2,6-3,6 TWh. Nettkapasitet for å realisere ny vindkraft er hovedbegrunnelsen gitt i konsesjonen for å bygge nytt sentralnett i dette området. En ny ledning nord-sør i tillegg til en oppgradert ledning KlæbuNamsos vil som tidligere beskrevet øke nord-sør kapasiteten i området. Uten vindkraft vil oppgradering av en indre ledning mellom Tunnsjødal og Klæbu være et bedre tiltak for å øke nord-sør kapasiteten i området. Prosjektet er todelt: Namsos-Roan-Storheia er ca. 120 km lang, og det er planlagt nye transformatorstasjoner i Roan og Storheia. Estimert kostnad er 850 millioner kroner. NVE har gitt konsesjon til 860 MW vindkraftproduksjon, altså noe MW mer enn det som skal til for å realisere nettutbyggingen. Med Namsos – Roan – Storheia på plass, er det plass til omtrent 800 MW vindkraft. OED har fattet endelig konsesjonsvedtak i prosjektet Storheia-Snillfjord-Trollheim er ca. 134 km lang, og det er planlagt nye transformatorstasjoner i Trollheim og Snillfjord. I tillegg skal ledningen krysse Trondheimsfjorden med en sjøkabel med muffeanlegg i Rissa og Agdenes kommuner. Dette tiltaket inkluderer også riving av ca. 30 km eksisterende 132 kV ledning mellom Snillfjord og Orkdal og sanering av dagens transformatorstasjon i Blåsmo. Estimert investeringskostnad er 2,8 milliarder kroner. Prosjektet er til behandling i OED, og endelig konsesjon er forventet i 2013. Dersom tilstrekkelig mengde vindkraft realiseres, er strekningen forventet å stå ferdig i perioden 2018-2020. 3.3 Oppsummering av sentralnettsprosjekter Sentralnettprosjektene i regionen er listet i Tabell 3.1 under. Som nevnt er prosjektet Namsos – Trollheim avhengig av at vindkraftaktørene får konsesjoner og er villig til å fatte investeringsbeslutninger. Trinnvis utbygging av Namsos–Storheia–Snillfjord–Trollheim er planlagt og endelig tidsplan er avhengig av omfanget for vindkraftutbyggingen. Dersom Fosenledningen ikke bygges, vil det bli behov for å forsterke dagens ledning mellom Tunnsjødal og Verdal for å få to parallelle nord-sør ledninger på 420 kV. 7 Dette kalles N-1 prinsippet Side 20 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Tabell 3.1: Sentralnettprosjekter i Region midt den neste 10-årsperioden Kostnadsestimat (mill kr) Forbindelse Forventet konsesjon I drift Ørskog – Sogndal 4.600 – 5.600 Konsesjon er gitt 2015 Namsos – Klæbu 700-1000 2012 2016 Klæbu – Aura/Viklandet 1200-1700 2015 2017-2018 4.000 – 6.000 2013 2018-2020 Trollheim – ny transformatorstasjon 250 - 360 2014 2019-2021 Reaktorer (Viklandet, Klæbu, Nea) 150-190 Konsesjon er gitt 2013 Namsos – Storheia – SnillfjordTrollheim Kilde: Statnett (NUP 2011 og oppdatering 2012) 3.4 Planlagte investeringer i regional- og distribusjonsnett Figur 3.2 under oppsummerer det planlagte investeringsnivået på regional- og distribusjonsnettnivå per fylke. Totalt investeringsanslag ligger på 8,5 milliarder kroner. Figur 3.2: Totale investeringer i regional- og distribusjonsnett Milliarder NOK 9 8 7 Regionalnett AMS Distribusjonsnett 6 5 4 3 2 1 0 Nord-Trøndelag Sør-Trøndelag Møre og Romsdal MIDT Kilde: RKSUer, THEMA Consulting Group I regionen er det totalt 32 nettselskaper, der TrønderEnergi Nett, NTE Nett, Tafjord Kraftnett og Istad Nett er de største aktørene målt etter antall målepunkter. Den største andelen av investeringene er for å sikre alminnelig forsyning. Videre er en stor del av nyinvesteringene i regionalnettet tilkobling av ny kraftproduksjon. TrønderEnergi Nett har investeringsplaner i størrelsesorden 500 millioner kroner i regionalnettet frem til 2020 (TrønderEnergi, 2012). For eksempel planlegger TrønderEnergi Nett en forbindelse med en kostnadsramme på 200 millioner kroner, for å realisere vindkraft i Snillfjordområdet. I tillegg har vi estimert et investeringsbehov for TrønderEnergi Nett på ytterligere halv milliard kroner knyttet til nyinvesteringer, AMS og reinvestering i distribusjonsnettet frem til 2020. Tafjord Kraftnett planlegger å investere 300 millioner kroner i regionalnett (Møre og Romsdal RKSU, 2012). 132 kV forbindelsen Sula - Hareidsberget bygges i samarbeid med Tussa Nett. Frem til 2020 er investeringer i distribusjonsnettet estimert til 400 millioner kroner. Istad Nett har planer om å investere Investeringsplanene 40 millioner kroner i regionalnettet (Istad, 2012). Investeringsplanene til Istad Nett er hovedsakelig knyttet til distribusjonsnettet. Innen utgangen av 2016 skal ca. 25.000 strømkunder i Istad Nett sitt forsyningsområde ha fått nye strømmålere (AMS). THEMA estimerer et investeringsbehov på 465 millioner kroner knyttet til distribusjonsnettet for Istad Nett. Side 21 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 4 NETTINVESTERINGENE SKAPER VERDIER Gjennomgangen viser at nettutbyggingsplanene for Region midt legger til rette for å gjennomføre mange økonomisk lønnsomme prosjekter, da spesielt ved å øke forsyningssikkerheten og legge til rette for økt forbruk i alminnelig forsyning, industri og petroleumsindustri. I tillegg vil utbyggingsplanen legge til rette for økt fornybarutbygging i Nordland og redusere områdeprisforskjeller mellom ulike regioner. De verdsatte elementene summerer seg til en samfunnsøkonomisk nåverdi på 5,1 milliarder kroner ved realisering av planlagte nettiltak. Den samlede nåverdien av å investere i Fosenledningen og bygge ut vindkraft i området er antatt å være null. Det har dermed ingen effekt på den samlede verdien om denne ledningen kommer eller ikke. Utbygging av Fosenledningen og regionens vindkraftpotensiale vil imidlertid gi regionale ringvirkninger og ikke-kvantifiserte klimavirkninger som følge av ny fornybar produksjon. I tillegg vil ledningen gi et ytterligere potensial for videre utbygging av fornybar kraftproduksjon etter 2020. Samlede investeringer i nett og produksjon for Region midt er estimert til 30 milliarder kroner i perioden 2012 til 2020. Investeringsplanene bidrar til økt verdiskaping og i snitt 2500 årlige arbeidsplasser i investeringsfasen og 850 arbeidsplasser i slutten av perioden etter de nye anleggene er satt i drift. 4.1 Innledning Utbygging av kraftnettet skaper verdier for samfunnet i den grad de positive nytteeffektene av nettinvesteringene overstiger de samfunnsøkonomiske kostnadene. Begrunnelser for de ulike tiltakene er oppsummert i Figur 4.1. Størrelsen på søylene er like for alle nyttevirkningene og er kun illustrative. Vi vil imidlertid kvantifisere nyttevirkningene på flere av områdene i det neste delkapitlet. Side 22 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 4.1: Nyttevirkninger av sentralnettutbygging i regionen Illustrative nivåer Nyttevirkninger Forsyningssikkerhet Ny produksjon Nytt forbruk Velfungerende Effektiv markeder drift Reduserte Politiske CO2-utslipp føringer – like priser Tiltak Ørskog – Sogndal Region midt, S&F S&F M-Norge og S&F X X X X Nord-sør flyt Namsos – Klæbu Region midt Nordland Region midt X X X X Nord-sør flyt Sunnmøre S&F og Nordland Møre og Romsdal X X X X Nord-sør flyt Region midt Fosen og Nordland Region midt X X X X Nord-sør flyt Snillfjord Region midt X X X Nord-sør flyt Klæbu – Aura/Viklandet Namsos – Storheia – SnillfjordTrollheim Trollheim – ny transformatorstasjon Reaktorer (Viklandet, Klæbu, Nea) Spenningsgrenser Kostnadselementene omfatter først og fremst: Prosjektrelaterte drifts- og investeringskostnader Negative eksterne virkninger knyttet til natur og miljøproblemer som prosjektene medfører Nytteeffektene av nettinvesteringer er i særlig grad knyttet til: Forbedring av forsyningssikkerhet og leveringskvalitet Øke nettets tilgjengelighet og kapasitet til å knytte til seg nytt forbruk Øke nettets tilgjengelighet og kapasitet til å knytte til seg ny produksjon Økt evne til å håndtere større kraftutveksling Mindre regional prisvolatilitet og mer effektiv konkurranse Klimavirkninger Andre systemvirkninger Reduserte tap Reduserte kostnader knyttet til mer effektiv systemdrift Reduserte investerings- og vedlikeholdskostnader i kraftnettet for øvrig Opsjonsverdi for fremtidig etterspørsel etter overføringstjenester Vi tar ikke mål av oss i dette prosjektet å gjennomføre en fullstendige nytte- kostnadsanalyse. Vi begrenser oss til å trekke fram de sentrale utfordringene som gjennomgangen i de foregående avsnittene har påvist og drøfter i hvilken grad utfordringene har verdiskapingskonsekvenser for de ulike brukergruppene av kraftnettet i Region midt. Side 23 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 4.2 Kostnader og nytte av planlagte nettinvesteringer i Region midt Verdien av de planlagte nettinvesteringene i Region midt er dels knyttet til verdiskaping i regionen og dels knyttet til nyttevirkninger i andre deler av landet. Vi har i fokusert på nyttevirkninger i Region midt, og nøyer oss med å peke på nyttevirkninger som oppstår andre steder i landet. For investeringen i nye ledning mellom Ørskog og Sogndal, vil nyttevirkningene være fordelt mellom Sogn og Fjordane og Region Midt. Derfor er også investeringskostnaden for denne ledningen fordelt 50/50 mellom Midt og Vest. For de aggregerte nyttevirkningene for hele landet viser vi til den nasjonale rapporten. 4.2.1 Kostnader Det skal gjøres store investeringer både i sentralnettet, regionalnettet og distribusjonsnettet. I tillegg kommer investeringer i AMS og tilhørende IKT-systemer. Samlede nettinvesteringer for Region midt er estimert til 18,9 milliarder kroner. Figuren under viser samlet investering per fylke fordelt på de ulike nettnivåene. Omtrent 10 milliarder av investeringene er i sentralnettet. Investeringer i AMS og IKT-tjenester er til sammen 2 milliarder kroner, mens investeringer i regionalnett og distribusjonsnett er estimert til henholdsvis 2,2 og 4,3 milliarder kroner. Her kan det være investeringer som er påbegynt før 2013, men vi har valgt å inkludere hele beløpet. Nettinvesteringene i Region midt for den neste tiårsperioden fremkommer av Figur 4.1. Figur 4.2: Nettinvesteringer i Region midt Milliarder NOK 20 18 16 14 Sentralnett Regionalnett AMS Distribusjonsnett 12 10 8 6 4 2 0 Nord-Trøndelag Sør-Trøndelag Møre og Romsdal MIDT Kilde : Oppd atert net t invester ingsp lan St atnet t, R KSUer , THEMA Consu lt in g Grou p For å kartlegge investeringsbehovet i sentralnettet har vi tatt utgangspunkt i Statnetts Nettutviklingsplan for 2011, mens i regionalnettet er de Regionale Kraftsystemutredningene benyttet. Disse kildene gir gode anslag for investeringsplanene fram mot 2020. For å anslå investeringsplanene for distribusjonsnettet har vi benyttet tall fra flere aktører som målestokk. Investeringer for de andre selskapene i regionen er beregnet med i forhold til bokført kapital. For investeringer i AMS og IKT-systemer har vi antatt 5000 kroner per måler. Antall målere per selskap er hentet fra NVEs Nettdata. Nyinvesteringer i nettet vil også gi økninger i driftskostnadene i nettet. NVEs retningslinjer for samfunnsøkonomiske analyser forutsetter at driftskostnadene øker med anslagsvis 1,5 prosent av anleggenes aggregerte investeringer. 4.2.2 Naturinngrep Det ligger utenfor denne rapportens omfang å analysere kostnadene knyttet til naturinngrep som følge av nettinvesteringer i Region midt. Vi vil derfor nøye oss med noen generelle betraktninger og noen eksempler fra regionen. Side 24 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Generelt kan vi si at å bygge nye ledninger og anlegg der det per i dag ikke finnes noe nett innebærer større endringer av natur og landskap enn å oppgradere eksisterende linjer. I Region midt er det to ledninger på sentralnettnivå som må regnes som helt nye prosjekter: Ørskog-Sogndal Fosenledningen Prosjektene gir mulighet til å sanere noe eksisterende regional/sentralnett, og reduserer dermed de samlede inngrepene noe. Ved bygging av Ørskog-Sogndal skal det eksempelvis saneres til sammen 170 km ledning mellom Sogndal og Moskog og mellom Leivdal og Ørskog. De øvrige planlagte prosjektene i Region midt er spenningsoppgraderinger der dagens traseer i all hovedsak vil bli benyttet. En oppgradering av spenningsnivåer vil imidlertid innebære at bredden på traseen kan bli noe større, særlig der de eldste mastene byttes med nye. Master som må skiftes ut, blir normalt noe høyere enn dagens master. For oppgradering fra 300 til 420 kV er endringene imidlertid som regel svært begrenset. 4.2.3 Verdien av økt forsyningssikkerhet og leveringskvalitet Den samfunnsøkonomiske kostnaden ved at strømmen kan falle bort, kan måles med ”sannsynligheten for avbrudd” x ”kostnadene ved avbrudd”. Kostnadene ved avbrudd er avhengig av lengden på det enkelte avbrudd og vil variere mellom ulike kunder. For noen kunder kan et enkelt avbrudd koste tosifrede millionbeløp, for enkelte kunder kan kostnaden være betydelig mer. Manglende forsynings- eller driftssikkerhet kan medføre avbrudd i kraftforsyningen dersom det oppstår feil i nettet eller andre komponenter og det ikke finnes kapasitet i systemet til å håndtere feilsituasjonene. Avbrudd har en samfunnsøkonomisk kostnad for sluttbrukerne.8 De samfunnsøkonomiske kostnadene har sammenheng med følgende faktorer: Når strømmen går svikter også kritiske samfunnsfunksjoner Innen telekommunikasjon har mobiltelefonen i stor grad overtatt for fasttelefonen, hvilket har bidratt til at samfunnet i dag er basert på andre teknologiske løsninger enn tidligere. For å kommunisere via mobiltelefon er en avhengig av tilgang til en såkalt basestasjon. Disse basestasjonene er avhengige av elektrisitet, og en høy andel av stasjonene har reservestrøm fra batteri eller fra et dieselaggregat. Under stormen Dagmar var store deler av landet rammet av at både telenettet, mobilnettet og nødnettet var nede. I henhold til Post- og teletilsynet (2012) var hovedårsaken til utfallene i mobilnettet i Møre og Romsdal manglende reservestrømløsninger utover de timene basestasjonene hadde batteri backup. Et ikke-fungerende telenett la grunnlag for ytterligere utfordringer. Pasienter fikk ikke tak i helsevesenet og helsevesenet fikk heller ikke kontakt med lokalt personell. Produksjon av varer og tjenester kan gå tapt eller bli utsatt. Dette kan omfatte produksjon av olje og gass, aluminiumsproduksjon, trykkerier, meierier, bakerier, bryggerier, handelsvirksomhet og offentlig tjenesteyting. De berørte bedriftene rammes åpenbart direkte, men også kundene vil bli rammet dersom de ikke kan skaffe seg alternativer på kort varsel. Forskjellige gjøremål kan ta lenger tid enn normalt. For eksempel vil flytrafikk og banetransport stanse opp. Telekommunikasjon, trafikklys og bomstasjoner er andre faktorer som rammes. Også her kan konsekvensene for tredjepart bli store. Utstyr kan bli skadet, både i husholdninger, offentlig sektor og næringsliv. Prosessanlegg i industrien kan for eksempel bli påført store skader dersom de rammes av avbrudd som ikke er varslet. Et ytterpunkt er aluminiumsverk, som etter en ukontrollert stans på noen få timer trenger flere måneder på å komme i produksjon igjen. 8 Avbrudd kan også ha en kostnad for produsenter av kraft dersom avbruddet fører til at de må redusere produksjonen eller produsere på et annet tidspunkt med lavere pris. Dette tapet er imidlertid oppad begrenset til kraftprisen, som normalt er mye lavere enn kostnaden for sluttbrukere ved manglende forsyning. Side 25 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida I spesielle tilfeller kan det oppstå skader på liv og helse. Beregnede historiske fylkesvise KILE-kostnader er vist i Figur 4.3. Som det fremgår av figuren, varierer kostnadene knyttet til ikke levert energi både mellom år og fylker. De laveste KILEkostnadene for hele perioden 2008 til 2011 har Nord-Trøndelag, som er en refleksjon av nett- og kraftforbruksnivået i regionen. KILE-kostnadene falt mellom 2008 og 2010 for så å stige markert i 2011 grunnet Dagmar stormen. I 2011 utgjorde KILE-kostnadene 288 millioner kroner. En stor andel av KILE-kostnadene er knyttet til lavere nettnivåer. Figur 4.3: Gjennomsnittlig KILE-kostnader i Region midt 250 Nord-Trøndelag Sør-Trøndelag Møre og Romsdal Millioner (2012-kr) 200 150 100 50 0 2008 2009 2010 2011 9 Kilde : NVE o g THEMA ( basert på g jenn o msn itt lige bere gn inger og ik ke fakt isk KI LE-kostnad ) Figur 4.4 viser beregnede KILE-kostnader ved avbrudd for hele regionen ved strømavbrudd av ulik lengde. Et 12-timers avbrudd med gjennomsnittlig effektuttak ville ha kostet over 100 millioner i KILE-kostnader for nettselskapene. Figur 4.4 Beregnede KILE-kostnader ved ulik varighet av strømavbrudd 120 Bergverk og utvinning/petroleum Millioner kr 100 80 KII Alminnelig forsyning 60 40 20 0 0 1 2 3 4 5 6 7 Varighet avbrudd (timer) 8 9 10 11 12 Kilde : NVE o g THEMA (basert på g jenn o msn itt lige bere gn inger og ikke fakt isk KI LE -kostnad) Det er grunn til å tro at de forventede avbruddskostnadene basert på historisk feilstatistikk og KILE-kostnader undervurderer den samfunnsøkonomiske nytten av tiltak som øker forsynings- og driftssikkerheten (reduserer avbruddene). Det finnes ikke noen treffsikker metode for å beregne verdien av økt forsyningssikkerhet. 9 KILE-kostnadene for ulike forbruksgrupper er KPI justert for 2012 og er basert på grunnlag for sammensetningen av forbruket i regionen og kostnadsfunksjonene per kundegruppe. KILE for regionen er basert på gjennomsnittlig kostnadsanslag basert på historiske ILE (Ikke-levert energi) data. Kilden til historiske ILE er NVE. Side 26 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida I vår tilnærming har vi benyttet forskjellen mellom utkoblbare og normale nettavtaler som en indikasjon på merverdien av et nett som tilfredsstiller kravene til forsyningssikkerhet og leveringskvalitet i forhold til et nett der stadige utkoblinger må påregnes. Dvs. hvilken rabatt som nettselskapene vil måtte tilby sine nettkunder dersom de er villige til å koble ut strømmen på kort varsel. Denne rabatten kan betraktes som en et uttrykk for den lavere betalingsviljen for nettjenester i et svakt nett. Ved å benytte denne fremgangsmåten for Region midt har vi beregnet den årlige økte betalingsviljen for de nettprosjektene som reetablerer tilfredsstillende forsyningssikkerhet og leveringskvalitet i disse områdene. Nåverdien av denne økte betalingsviljen for eksisterende forbruk er 6,3 milliarder kroner. Vi har benyttet prisinformasjon fra Hafslunds hjemmeside til denne beregningen. 4.2.4 Betalingsvilje for økt kraftoverføring Kraftforbruket antas å øke med vel 0,9 TWh i alminnelig forsyning og om lag 0,8 TWh for å forsyne industriprosjekter, dvs. en samlet vekst på 1,7 TWh mellom 2012 og 2022. Økningen av forbruket i industrien er knyttet til petroleumsvirksomheter, ved økt trykkstøtte til Ormen Langefeltet og kraftforsyning til landanleggene for den nye NGSI gassrørledningen som skal forsynes med kraft fra Nyhamna. Betalingsviljen for nettilknytning antar vi er minst lik dagens nettariff. Tar vi hensyn til at nettariffen varierer mellom ulike forbruksgrupper, kan vi anslå økningen i betalingsvilje for nettilknytning. Den fremkommer ved å multiplisere det økte overføringsvolumet med den gjennomsnittlige nettariffen for forbruksgruppen. Nytt forbruk vil utløse et behov for forsterkninger eller nye ledninger enkelte steder i regional- og distribusjonsnettet. Nettariffen stiger i tak med det nettnivået kraften tas ut på. Derfor har alminnelig forbruk den høyeste nettleien per energibruk og dermed den største beregnede betalingsviljen for nettet totalt sett. Hvordan betalingsviljen for nettilknytning under denne forutsetningen øker over tid i Region midt, er vist i Figur 4.5. I 2020 utgjør den økte betalingsviljen for nettilknytning på rundt regnet 200 millioner kroner årlig. Nåverdien av betalingsviljen knyttet til for økt kraftoverføring på 1,8 TWh er beregnet til 3,1 milliarder kroner10. Beregningene tar ikke hensyn til andre industriprosjekter fordi det er stor usikkerhet til hvilke prosjekter som vil bli gjennomført. 10 Nåverdiberegningen er gjort på konservative anslag der det estimerte forbruket har en levetid på 30 år etter 2020, nettleien holdes på dagens nivå og en kalkulasjonsrente på 4 prosent. Petroleumsvirksomheter har en betydelig lavere nettleie en alminnelig forsyning. Side 27 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 4.5: Økt årlig betalingsvilje for kraftoverføring knyttet til vekst i kraftforbruk i Region midt, 2012 – 2022 250 Nyhamna (økt behov) Alminnelig forsyning Nord-Trøndelag 200 Millioner kroner Alminnelig forsyning Sør-Trøndelag 150 Alminnelig forsyning Møre og Romsdal 100 50 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group 4.2.5 Betalingsvilje for tilknytning av ny produksjon Namsos–Roan–Storheia er knyttet til planene om ny vindkraftproduksjon på Fosen. Tiltaket vil legge til rette for omtrent 800 MW vindkraft. Gjennomføring av tiltaket er avhengig av at det etableres vindkraft på Fosen, og beslutningsprosessen for ledningen koordineres med vindkraftverkene. Ledningen Storheia – Trollheim vil legge til rette for ytterligere 1200 MW kraftproduksjon i Midt-Norge og Nordland utover Namsos – Storheia. Vi har antatt at det blir realisert mellom 11 og 15 TWh i Norge innen utgangen av 2020. Av dette forventer vi at 7 TWh er vannkraft, og at ny vindkraft vil ende på mellom 4 og 8 TWh. Vi har estimert at det realiseres 2,6 TWh ny produksjon i regionen, der 2,5 TWh er avhengig av Fosenledningen for å kunne bygges. Vi forutsetter en kraftpris på 0,4 kr/kWh og en el-sertifikat pris på 0,2 kr/kWh. 0,6 kr/kWh tilsvarer forventing til kostnaden for det siste prosjektet som blir tildelt el-sertifikat. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet for vindkraftprosjektene er angitt ved forskjellen mellom antatt pris (kraft + el-sertifikat) og gjennomsnittkostnaden for vindkraftprosjektene i regionen. Fosenledningen vil kun bli bygget dersom det også blir besluttet å bygge minst 1000-1200 MW vindkraft på Fosen og i Snillfjord. I sum er kost-nytte for vindkraft i dette omfanget og Fosen-ledningen anslått til null, men utbyggingen vil ha regionale ringvirkninger. 4.2.6 Mindre prisvolatilitet og mer effektiv konkurranse Utbyggingen av sentralnettet i Region midt vil redusere flaskehalsene og dermed få ned antall timer med prisforskjeller mellom denne regionen og de øvrige regionene i landet. Det vil, alt annet like, føre til mindre prisvolatilitet. Nedbygging av flaskehalser vil dessuten styrke konkurransen og dermed gjøre prisdannelsen mer effektiv. Figur 4.6 viser områdepriser i NO3 (Midt-Norge) sammenlignet med systemprisen. Den viser at avviket mellom systemprisen og prisen i Region midt har økt etter 2007. Etter oppgradering av sentralnettsledningen mot Sverige i 2009 og innføringen av prisområder i Sverige, har områdeprisforskjellene blitt redusert. Nytteverdier av reduserte forskjeller i områdepriser og prisvolatilitet er ikke estimert. Side 28 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 4.6: Spotprisutvikling i NO3 (Trondheim) sammenlignet med systemprisen 100 Systempris 90 Kraftpris (øre/kWh) 80 Elspotpriser Trondheim 70 60 50 40 30 20 10 Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai Sep Jan Mai 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Kilde : Nord poo l Spot 4.2.7 Klimavirkninger For å kunne svare på hvilken samfunnsmessig gevinst som kan knyttes til elektrifisering av petroleumsinstallasjoner, må en kjenne alternativkostnaden for utslipp. Her vil ulike tilnærminger gi vidt forskjellige resultater. Hvis vi legger til grunn klimaforlikets krav om at 2/3 av de avtalte utslippskuttene skal tas i Norge, er den norske marginale tiltakskostnaden den relevante alternativverdien, som trolig ligger rundt 1100 kroner pr. tonn. En alternativ innfallsvinkel er å bruke anslag på den langsiktige globale tiltakskostnaden for å nå 2-gradersmålet som ligger i overkant av 300 kroner pr. tonn i 2020, økende til vel 500 kroner pr. tonn i 2030 og ytterligere i 1700 kroner per tonn i 2050. Konkrete klimaeffekter for Region midt er redusert utslipp i forhold til alternativ forsyning. Installasjonene på Nyhamna er tilknyttet sentralnettet. Region midt er et underskuddsområde for kraft, men nettforbindelser gjør det mulig å realisere økt effektuttak til installasjonene. Slik sett utgjør nett et godt og lønnsomt alternativ til annen forsyning som fortrinnsvis er gasskraftverk. Gasskraftforsyning ville gitt årlige CO2-utslipp i størrelsesorden 0,2 til 0,3 millioner tonn, avhengig av virkningsgraden for turbinene. Den samfunnsmessige gevinsten ved reduserte utslipp har således en gjennomsnittlig nåverdi på 1,7 milliarder kroner. 4.2.8 Andre systemvirkninger Utbyggingen og oppgraderingen av kraftnettet vil gi en del andre systemvirkninger som vi ikke har verdsatt. De omfatter blant annet Nettap. Den økte kraftflyten nord-sør, som forventes å transporteres gjennom kraftnettet i Region midt, vil øke nettapene. Men flere av de prosjektene som inngår i utbyggingsplanene fører til at nettapene blir lavere enn de ellers ville ha vært. Det gjelder på alle nettnivåer. Så selv om nettapene øker ville de ha økt enda med et mindre omfattende investeringsomfang. Reduserte kostnader knyttet til mer effektiv systemdrift. Gjennomføringen av investeringene påvirker de totale kostnadene for systemdriften ved å redusere behovet for spesialregulering i regionen. Reduserte investerings- og vedlikeholdskostnader i kraftnettet for øvrig. Høy alder fører til høye vedlikeholdskostnader. De reinvesteringene som gjøres, og som anslagsvis utgjør 40 prosent av de totale investeringskostnadene, vil føre til lavere vedlikeholdskostnader. Side 29 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida 4.2.9 Verdien av ledig kapasitet til å betjene økt behov Siden utbygging av overføringsanlegg utvider overføringskapasiteten sprangvis, vil det normalt oppstå ledig kapasitet i nettet. Denne ledige kapasiteten har en verdi ved at den kan betjene et fremtidig usikkert overføringsbehov vi i dag ikke regner med, men som har en viss sannsynlighet for å materialisere seg. Vi har i vår vurdering så langt bare lagt inn vekst i overføringsbehovet fram til 2020. De forliggende nettutbyggingsplanene øker evnen til å betjene en videre vekst etter 2020, både knyttet til mer kraftproduksjon, større leveranser til petroleumsindustrien og muligheter til fornyet vekst i industrien. Vi har estimert en klimaeffekt av en fremtidig konvertering fra fossilt til fornybart energibruk på 1,1 milliarder kroner. Konverteringen er en overgang fra fossilt energibruk knyttet til oljefyring og elbiler. I Tabell 4.1 har vi oppsummert de beregnede merverdiene målt ved nåverdier. Det må understrekes at vi ikke har gjort en vurdering av sannsynligheten for at verdiene i tabellen vil materialisere seg. Tabell 4.1: Verdi av mulig økt overføringsbehov etter 2020 Kostnads- og nytteelementer Økt forbruk Klimavirkninger (oljefyr og elbil) Totalt Nåverdi 2012* 0,3 + 1,1 Kommentar Potensielle industriprosjekter etter 2020 Konvertering fra fossilt energiforbruk 1,4 + Kilde: THEMA Consulting Group 4.2.10 Oppsummering Alle nytteelementene er ikke verdsatt og de krever i varierende grad økt nettkapasitet. Vi kan likevel med utgangpunkt i fastslå at nytteeffektene i Region midt er potensielt sett er store. Rundt halvparten av de samlede investeringskostnadene i regionen er reinvesteringer. Som vi har gjort rede for i den nasjonale rapporten, er betalingsviljen for å opprettholde et nett svært høy og antagelig mange ganger høyere enn kostnadene knyttet til reinvesteringer. Vi ser da at de verdsatte nytteeffektene, som er avhengig av nyinvesteringer i nett for å bli realisert, overstiger kostnadene knyttet til utvidelse av kapasiteten i nettet i Region midt med god margin. Kostnad/nyttevurderingen er vist i Figur 4.7. Side 30 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 4.7: Oppsummering av kostnads- og nytteelementer knyttet til nettinvesteringer (milliarder kroner) Nytte Kostnader 6 N/A Milliarder kroner (Nåverdi – 2012) 11 4 1,7 N/A 5,1 3,1 2 3,6 0 -2 6,3 -4 -6 -1,5 -8 N/A -8,1 -10 Nyinvesteringer Drift Naturinngrep Forsynings- Produksjon Nytt forbruk Velfungerende Effektiv drift Reduserte sikkerhet marked klimautslipp (mellomlandsforbindelser) Totalt Kilde: THEMA Consulting Group Ikke verdsatte elementer: Kostnader knyttet til naturinngrep Verdi av økt forsyningssikkerhet og leveringskvalitet Mindre prisvolatilitet, mindre områdeprisforskjeller og mer effektiv konkurranse Endringer i nettap Andre systemeffekter I konsesjonen er det forutsatt at Fosenledningen blir samfunnsøkonomisk lønnsom dersom det kommer minst 1000-1200 MW vindkraft i området. Vi har derfor valgt å legge en nåverdi lik null på en samlet investering i Fosenledningen og minst 1000 MW vindkraft. Fosenledningen har ytterligere nytteeffekter som for eksempel klimavirkninger, men dette er ikke er kvantifisert. Som påpekt har vi ikke verdsatt kostnader knyttet til naturinngrep. Siden det er snakk om nye ledningsprosjekter på sentralnettsnivå, som delvis trenger nye traseer gjennom sårbare områder, er det ikke uten videre enkelt å trekke konklusjoner om den samlede økonomiske lønnsomheten av nettutbyggingen før en har gjennomført konsekvensanalysene knyttet til naturinngrep. Vår vurdering er likevel at de negative virkningene av naturinngrepene knyttet til å sikre landsdelen en tilfredsstillende infrastruktur, må være betydelige før den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av utbyggingsplanene bli ulønnsomme. Det må i denne sammenhengen nevnes at mange av prosjektene i Region midt er spenningsoppgraderinger der en benytter eksisterende traseer. I noen grad vil gamle traseer bli sanert. 4.3 Kan man risikere ubalanse mellom behov og nettutbygging? Planen for nettutbygging som er beskrevet tidligere er relatert til behovene for økt nettkapasitet i Region midt. Beregningene i forrige kapittel viser også at det vil være lønnsomt å oppfylle behovet for nett i regionen. 11 * Avkastningskrav er satt til 7 prosent reelt i beregningene av verdi av ny fornybar energi. I de øvrige beregninger er benyttet et avkastningskrav på 4 %. Å bruke differensierte avkastningskrav er i tråd med anbefalingen i NOU 2012: 16 “Samfunnsøkonomiske analyser” Side 31 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Verdien av nettinvesteringer kan også illustreres ved å beskrive hva som skjer dersom planen av ulike grunner ikke realiseres eller forsinkes. Noen årsaker til at nettinvesteringer ikke bygges i forhold til planen kan for eksempel være motstand fra ulike interessegrupper, forsinkelser i konsesjonsbehandlingen, færre og mer kortvarige utkoblingsvinduer under utbyggingen eller kapasitetsbegrensninger i leverandørmarkedet. Det er langt fra usannsynlig at gjennomføringen av planen kan bli forsinket – det er mange eksempler på at linjebygging har blitt forsinket de senere årene. Slike forsinkelser kan føre til at verdiskaping ikke realiseres (tapte muligheter). I tillegg kan man tenke seg at behovet reduseres ved at noe av forbruket knyttet til større investeringsbeslutninger i næringslivet ikke blir realisert. Det er derfor også av interesse å illustrere risikoen for at man investerer mer i nettkapasitet enn det behovet tilsier (overinvestering). Det er også prinsipielt sett mulig at informasjonen om lavere behov kommer tidsnok til at nettinvesteringer stanses eller utsettes (sparte kostnader). De ulike tenkte tilfellene som er beskrevet over er illustrert i Figur 4.8. Ved utbygging av nett vil man ønske å oppnå en balanse mellom behov for nettkapasitet og faktiske nettinvesteringer – en balansert utvikling. Figur 4.8: Alternative balanser mellom behov og utbygging av nett Stort behov for mer nettkapasitet Balansert utvikling = Høy verdiskaping Tapte muligheter Lønnsom utbygging Moderate nettinvesteringer Store nettinvesteringer Sparte kostnader Overinvestering Lite behov for mer nettkapasitet Kilde: THEMA Consulting Group Den horisontale aksen fanger opp investeringsomfanget de neste 10-15 årene. På høyre side av figuren er alle nettinvesteringer realisert i henhold til plan, inkludert Fosenledningen. På venstre side i figuren er Fosenledningen ikke inkludert. I den øvre delen av den vertikale aksen vil alle de behovene som er beskrevet tidligere i rapporten materialisere seg. I den nedre delen av figuren har vi antatt at det ikke blir bygget vindkraft på Fosen og at gassrørlednignen NSGI ikke får elektrisitet fra land. Side 32 I Lønnsom utbygging får vi en utvikling der en realisering av de foreliggende nettprosjektene fram til 2020 balanserer godt med de behovene som ligger til grunn for planene. Verdiskapingen knyttet til realisering av de planlagte nettiltakene i Region midt ble THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida beskrevet i delkapittel 4.2. Summen av kvantifiserte kostnads- og nytteeffektene gir en samfunnsøkonomisk nåverdi på vel 5,1 milliarder kroner. Sparte kostnader representerer tilfellet der Fosenledningen ikke bygges fordi det ikke blir besluttet å bygge tilstrekkelig mye vindkraft på Fosen og i Snillfjord-området. Den samlede samfunnsøkonomiske nåverdien av verdsatte elementer er beregnet til 5,1 milliarder kroner under en slik utvikling. Overinvestering er et tenkt tilfelle Fosenledningen realiseres uten at det forutsatte vindkraftvolumet bygges. I tillegg ser vi for oss at Gassrørledningen NSGI ikke får elektrisitet fra land, noe som vil gi en lavere økning i kraftetterspørselen enn forutsatt og fjerne klimagasseffektene vi har lagt til grunn. Dette vil redusere nåverdien av nettutbyggingen i regionen til 0,6 milliarder kroner. Verdien av ledig kapasitet økses, siden potensialet for vindkraft kan realiseres på et senere tidspunkt. Tapte muligheter blir resultatet dersom manglende nettutbygging fører til at samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter må utsettes eller skrinlegges. En forsinkelse av Ørskog-Sogndal ville kunne representere tapte muligheter for regionen, men denne har kommer såpass langt i utbyggingen at vi ikke har gjort noen beregninger på dette. Fosenledningen er betinget av at det kommer tilstrekkelig vindkraft i regionen, investeringen er dermed direkte koblet til behovet. Nord-sør ledningene i Region midt har betydning for forsyningssikkerheten i regionen, men det er svært krevende å tallfeste hvor mye. De andre nytteverdiene av nord-sør ledningene har størst betydning utenfor regionen eller er ikke-kvantifiserte. Vi har derfor ikke forsøkt oss på å tallfeste scenarioet tapte muligheter. I og med at den samlede nåverdien av Fosenledningen og vindkraften i området er antatt lik null, blir verdien av Sparte kostnader og Lønnsom utbygging like. Vi har ikke beregnet tapte muligheter for Fosenledningen. Figur 4.9 oppsummerer samfunnsøkonomiske verdier for de fire tenkte tilfellene. Alle beløp er oppgitt i nåverdier (2012) med reelt avkastningskrav tilpasset behovet. Figur 4.9: Alternative balanser mellom behov og utbygging av nett i Region midt. Milliarder kroner (2012) Stort behov for mer nettkapasitet Tapte muligheter Moderate nettinvesteringer Ikke estimert, da en stor andel av nyttevirkninger vil være ukvantifiserte og oppstå i andre regioner Sparte kostnader Nyinvesteringer: - 5,0 Driftskostnader: -1,0 Nytt forbruk: 3,1 Klimavirkninger 1,7 Forsyningssikkerhet 6,3 5,1 mrd NOK Lønnsom utbygging Nyinvesteringer Driftskostnader: Nyttevirkninger Fosenledning Betalingsvilje nytt forbruk: Klimavirkninger Forsyningssikkerhet -8,1 -1,5 3,6 3,1 1,7 6,3 5,1 mrd. + verdi ledig kapasitet Store nettinvesteringer Overinvestering Nyinvesteringer Driftskostnader: Betalingsvilje nytt forbruk: Klimavirkninger Forsyningssikkerhet -8,1 -1,5 2,9 1,0 6,3 0,6 mrd. + verdi ledig kapasitet Lite behov for mer nettkapasitet Kilde: THEMA Consulting Group Side 33 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Som tallene over viser, er den samlede nettinvesteringsplanen for Region midt robust med våre beregninger. Den viktigste nytteeffekten er knyttet til økt forsyningssikkerhet og betalingsvillighet for nytt forbruk. I tillegg kommer ikke-kvantifiserte effekter som reduserte områdeprisforskjeller og nytteverdier i andre regioner som økt kraftutbygging i Nordland. Eventuelt økt forbruk i industrien (utenom petroleum) er heller ikke inkludert i nytteverdiene. 4.4 Ringvirkninger Samlede investeringer i nett og produksjon for Region midt er estimert til 30 milliarder kroner. Figur 4.10 viser forventede investeringer frem til 2020 fordelt på nett og vann- og vindkraftproduksjon. Figur 4.10: Forventede investeringer i nett og produksjon i perioden 2013-2020 i Region midt MNOK 5 000 Investeringer i vindkraft m.m. 4 500 Investering i vannkraft 4 000 Investering i nett 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Kilde: Statnetts oppdaterte investeringsplan 2012, RKSUer for region midt 4.4.1 Verdiskaping følger av investeringer i kraftsystemet Når det investeres, vil utbyggerne kjøpe inn varer og tjenester til utbyggingsprosjektene som gir økonomisk aktivitet i leverandørbedriftene. I tillegg engasjeres ressurser i egne selskaper. En del av leveransene kjøpes inn fra utlandet, mens kjøpene i Norge fordeles mellom lokale, regionale og nasjonale leverandørbedrifter. Fordelingen varierer fra prosjekt til prosjekt og fra landsdel til landsdel. Likevel går det an å gjøre anslag basert på erfaringstall. Figur 4.11 viser hvordan investeringene i produksjon- og nettanlegg i løpet av perioden bidrar til verdiskaping12 hos regionale og øvrige nasjonale leverandørbedrifter. Med regionale bedrifter menes bedrifter som er lokalisert i de fylkene som nett- og produksjonsanleggene ligger i, mens de nasjonale fanger opp de resterende leverandørbedriftene. Våre tall viser at om lag 27 prosent av de norske leveransene leveres av leverandører lokalisert i regionen til de aktuelle prosjektene, mens 73 prosent av leveransene leveres av leverandører lokalisert i resten av landet. Det må understrekes at figuren ikke viser endringene i forhold til den verdiskapingen som leverandørbedriftene nyter godt av knyttet til det investeringsnivået som vi har hatt de siste årene. . 12 En bedrifts bidrag til verdiskaping, måles i nasjonalregnskapet ved hjelp av bedriftens bruttoprodukt. Bruttoproduktet er definert som bedriftens produksjonsinntekter inklusiv eventuelle subsidier minus verdien av vareinnsats (råvarer, energiforbruk og andre innsatsfaktorer eksklusiv arbeid og kapital). Bruttoproduktet anvendes til å avlønne arbeid, kapital og skatter til stat og kommune. Side 34 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 4.11. Investeringenes bidrag til nasjonal og regional verdiskaping hos norske leverandørbedrifter, 2012 – 2020 i Region midt MNOK 400 Regional verdiskaping Øvrig nasjonal verdiskaping 350 300 250 200 150 100 50 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Kilde: THEMA Consulting Group Figur 4.12 viser årlig verdiskaping fra norske leverandørbedrifter knyttet til leveranser til henholdsvis investeringer i produksjon, distribusjon-, regional-, og sentralnett. Figur 4.12. Årlig verdiskaping i leverandørbedrifter knyttet til leveranser av varer og tjenester fordelt på ulike investeringskategorier, 2012 -2020. Millioner kroner (2012) 350 Produksjonselskaps underleverandører Sentralnettselskaps underleverandører Årlig verdiskaping (MNOK) 300 Regionalnettselskaps underleverandører Distribusjonsnettselskaps underleverandører 250 200 150 100 50 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Kilde: THEMA Consulting Group Etter at investeringene er foretatt og anleggene settes i drift øker omsetningen i energiselskapene. Det skaper økt verdiskaping i kraft- og nettselskapene som dels anvendes til å betale kapitaleierne (både eiere og långivere), arbeidskraften som benyttes for å betjene de nye anleggene, samt skatter og avgifter. I tillegg kommer verdiskapingen som genereres hos energiselskapenes underleverandører som følge av innkjøp av varer og tjenester i driftsfasen. Figur 4.13 viser hvordan verdiskapingen kan komme til å øke i perioden 2012 – 2020 etter hvert som anleggene tas i bruk. Figuren viser verdiskapingsbidragene knyttet til både Side 35 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida produksjonsanlegg og nettanlegg, samt hos de respektive energiselskapenes underleverandører. Verdiskapingen i produksjonsanleggene bygger på en forutsetning om en samlet kraft og sertifikatpris på 60 øre /kWh. Figur 4.13. Økt verdiskaping knyttet til drift av utbygde anlegg i Region Midt, 2012 – 2020. Millioner kroner (2012) 1 400 Produksjonsselskap Sentralnettsselskap 1 200 Regionalnettsselskap Årlig verdiskaping (MNOK) Distribusjonsnettsselskap 1 000 Underleverandører 800 600 400 200 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Kilde: THEMA Consulting Group 4.4.2 2500 nye årsverk i investeringsperioden De planlagte investeringene skaper direkte sysselsettingsvirkninger i energiselskapene selv og deres underleverandører. I energiselskapene sysselsettes deler av de ansatte ved at de engasjeres i planleggingen og gjennomføringen av prosjektene, samtidig som energiselskapenes innkjøp av varer og tjenester bidrar til sysselsetting i leverandørindustrien. Investeringene vil også bidra med indirekte sysselsetting gjennom såkalte kryssløps- og konsumvirkninger. Indirekte kryssløpsvirkninger påløper som følge av at bedriftene genererer et behov for sysselsetting og innsatsvarer hos sine underleverandører. I sin tur vil disse underleverandørene generere økte leveranser fra sine underleverandører igjen osv. i en uendelig rekke. Alle de som jobber med byggingen har også et behov for varer og tjenester som mat og klær, helsetjenester, etc. Etterspørselen øker, og det blir behov for arbeidskraft i samfunnet forøvrig. Denne siste effekten omtales som indirekte konsumvirkninger. Figur 4.14 viser direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger knyttet til bygging av nye produksjons- og nettanlegg i Region midt for perioden 2012 til 2020. Disse virkningene utgjør i løpet av perioden i 2.500 årsverk årlig i gjennomsnitt. Forventet sysselsetting er relativt jevnt fordelt mellom årsverkene energiselskapene og deres underleverandører sysselsetter selv og sysselsettingen som følger av investeringenes ringvirkninger. Side 36 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida Figur 4.14. Direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger av investeringer i nett og produksjonsanlegg målt i antall årsverk, 2012 – 2020. Årsverk 4 000 Indirekte sysselsetting Direkte sysselsetting 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Kilde: THEMA Consulting Group Figur 4.15 viser antall sysselsatte årsverk i energiselskapene selv og deres underleverandører som kan knyttes til drift og vedlikehold av nye anlegg bygget ut i perioden 2012-2020. I slutten av perioden utgjør antall årsverk ca 850, jevnt fordelt på direkte og indirekte virkninger. Som figurene illustrerer er mesteparten av den økte sysselsettingen knyttet til investeringsfasen. Dette indikerer at mye av sysselsettingen som følger i kjølvannet av de betydelige investeringene vil gå over til andre sektorer etter hvert som anleggene er ferdigstilt og satt i drift. Økningen i antall årsverk som er knyttet til drift og vedlikehold av de nye anleggene forventes imidlertid å vedvare. Figur 4.15. Direkte og indirekte sysselsettingseffekter målt i antall årsverk knyttet til anlegg som settes i drift i Midt-Norge, 2012 – 2020. Årsverk 1 000 900 Indirekte sysselsetting Direkte sysselsetting 800 700 600 500 400 300 200 100 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Kilde: THEMA Consulting Group Side 37 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no THEMA-Rapport 2012-31: På nett med framtida REFERANSER Meld.st.14 (2011-2012): Vi bygger Norge – om utbygging av strømnettet. Olje- og energidepartementet NVE (2010): Konsesjonsvedtak Namsos-Roan-Storheia NVE (2011): Avanserte måle- og styringssystemer. Høringsdokumenter februar 2011. NVE (2012a): Driften av sentralnettet 2011. NVE rapport 21-2012 NVE (2012b): Konsesjonsvedtak for Storheia-Orkdal/Trollheim NVE (2008): Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og 2025 OED (2011): Konsesjonsvedtak Ørskog-Fardal Shell (2012): Konsekvensutredning for utvidelse av gassprosessanlegget på Nyhamma Statnett (2011 a): Statnetts nettuviklingsplan Statnett (2011 b): Områder med redusert driftssikkerhet i sentralnettet Statnett (2012): Statnetts oppdaterte investeringsplan for 2012 Statnett.no (2012): Faktainformasjon om nettprosjekter THEMA Consulting Group (2011): En landsdel på vent. THEMA rapport 2011-6. Utarbeidet for Energi Norge. NTE Nett (2012): Regional kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag 2012-2020. Hovedrapport (offentlig) TrønderEnergi Nett (2012): Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag 2012-2020. Hovedrapport (offentlig) Istad Nett (2012): Regional kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012-2020. Hovedrapport (offentlig) UNFCCC (2009): Report of the Conference of the Parties on its fifteenth session, held in Copenhagen 7 to 19 December 2009 Side 38 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo www.t-cg.no
© Copyright 2024