Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 3 1. INNLEDNING ....................................................................................................................... 6 1.1 Bakgrunn for utredningen................................................................................................. 6 1.2 Presentasjon av HelgelandsKraft ..................................................................................... 6 1.3 Forkortelser ...................................................................................................................... 7 2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN ..................................................................... 8 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen ................................................ 8 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder......................................................... 9 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer ............................................ 9 3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET .................................................................. 10 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet .............................................................................. 10 3.1.1 NASJONALE MÅLSETNINGER ................................................................................................10 3.1.2 DE NASJONALE MÅLENES BETYDNING FOR KRAFTSYSTEMET ....................................................11 3.1.3 LOKALE MÅLSETNINGER FOR KRAFTSYSTEMET .......................................................................13 3.2 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont ................................................................. 14 3.3 Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger................................................. 15 3.3.1 TEKNISKE FORUTSETNINGER ................................................................................................15 3.3.2 ØKONOMISKE FORUTSETNINGER ...........................................................................................16 3.3.3 MILJØMESSIGE FORUTSETNINGER .........................................................................................20 4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM....................................................................... 21 4.1 Dagens anlegg................................................................................................................. 21 4.1.1 PRODUKSJONSANLEGG ........................................................................................................21 4.1.2 OVERFØRINGS- OG TRANSFORMERINGSANLEGG .....................................................................21 4.1.3 SYSTEMJORDING OG KOMPENSERING ....................................................................................22 4.1.4 DRIFT OG KONTROLL ............................................................................................................22 4.1.5 ENERGIFLYT I VIKTIGE UTVEKSLINGSPUNKTER ........................................................................22 4.1.6 OVERFØRINGSKAPASITETER .................................................................................................22 4.1.7 ALDER OG TILSTAND ............................................................................................................22 4.1.8 LEVERINGSPÅLITELIGHET OG FORSYNINGSSIKKERHET .............................................................23 4.1.9 SPENNINGSKVALITET ...........................................................................................................26 4.2 Elektrisitetsproduksjon................................................................................................... 32 4.2.1 HISTORISK ENERGIUTVIKLING ...............................................................................................32 4.2.2 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING ...............................................................................................32 4.3 Elektrisitetsforbruk ......................................................................................................... 33 4.3.1 HISTORISK ENERGIUTVIKLING ...............................................................................................33 4.3.2 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING ...............................................................................................33 4.4 Andre energibærere........................................................................................................ 35 4.4.1 FJERNVARMENETT ..............................................................................................................35 4.4.2 ANDRE ENERGIKILDER .........................................................................................................36 Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 4.4.3 4.4.4 4.4.5 Hovedrapport Side 4 FORDELING AV ENERGIBRUK PÅ ULIKE ENERGIBÆRERE...........................................................37 PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET ..........................................................................................38 ENERGIDATA FRA LOKALE ENERGIUTREDNINGER ....................................................................38 4.5 Særegne forhold innen utredningsområdet ................................................................... 39 4.5.1 GEOGRAFISKE OG TOPOGRAFISKE FORHOLD ...........................................................................39 4.5.2 STØRRE INDUSTRIKUNDER ...................................................................................................39 4.5.3 EIER- OG DRIFTSFORHOLD ...................................................................................................39 4.5.4 BEFOLKNING ......................................................................................................................40 5 FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD ............................................................................. 41 5.1 Alternativer for utvikling ................................................................................................. 41 5.1.1 SCENARIER FOR FORBRUK ...................................................................................................41 5.1.2 SCENARIER FOR PRODUKSJON ..............................................................................................42 5.1.3 EFFEKT- OG ENERGIBALANSE PR. SCENARIO .........................................................................43 5.1.4 VURDERING AV SCENARIER ...................................................................................................44 5.1.5 DRIVERE/FAKTORER FOR FRAMTIDIG UTVIKLING .....................................................................44 5.2 Nettanalyser, dagens situasjon....................................................................................... 46 5.2.1 TUNGLAST ..........................................................................................................................46 5.2.2 DIMENSJONERENDE PRODUKSJONSSITUASJON ......................................................................46 5.3 Nettanalyser, framtidige situasjoner .............................................................................. 46 5.3.1 GRENSEOMRÅDET HELGELAND/SALTEN (SJONA-OMRÅDET) ...................................................46 5.3.2 MULIGE FRAMTIDIGE FLASKEHALSER (UTENOM SJONA-OMRÅDET) ...........................................46 6 FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV ............................................................. 47 6.1 Pågående arbeid.............................................................................................................. 47 6.1.1 GRYTÅGA – ALSTEN: RENOVERING........................................................................................47 6.1.2 KRAFTVERK UNDER BYGGING ................................................................................................47 6.2 Vedtatte tiltak og anlegg som har fått innvilget konsesjon ............................................ 48 6.2.1 PROSJEKT ”KRAFTFORSYNING SØR-HELGELAND”..................................................................48 6.2.2 KRAFTVERKSPROSJEKTER VED LANDE SAMT NY TRANSFORMATORSTASJON ..............................50 6.2.3 NY TRANSFORMATORSTASJON VED NEDRE RØSSÅGA INKL. SPOLE ...........................................51 6.2.4 ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK ...................................................................................51 6.2.5 YTRE VIKNA VINDKRAFTVERK (NORD-TRØNDELAG) – TILKNYTNING TIL KOLSVIK (HELGELAND) ..51 6.2.6 VANNKRAFTPROSJEKTER NORD FOR SJONA (MIDTRE NORDLAND) ...........................................52 6.3 Konsesjonssøkte og meldte tiltak samt konkrete planer............................................... 53 6.3.1 KRAFTUTBYGGING I TOSBOTN, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING .................................................53 6.3.2 KRAFTUTBYGGING VED RØSSVATNET, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING .......................................55 6.3.3 KRAFTVERKSPROSJEKTER I ELSFJORD. DREVVATN TRANSFORMATORSTASJON ..........................61 6.3.4 KRAFTVERKSPROSJEKTER I LEIRSKARDAL. EVT. TRANSFORMATORSTASJON FINNBAKKEN .........61 6.3.5 OPPGRADERING/REHABILITERING AV ØVRE OG NEDRE RØSSÅGA .............................................62 6.3.6 ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK ...................................................................................62 6.3.7 TRÅDSKIFTE LANGVATN – SVABO ..........................................................................................62 6.3.8 SJONFJELLET VINDKRAFTVERK .............................................................................................62 6.3.9 MOSJØEN VINDKRAFTVERK...................................................................................................63 Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 6.3.10 6.3.11 6.3.12 Hovedrapport Side 5 STORTUVA OG KOVFJELLET VINDKRAFTVERK ........................................................................63 KALVVATNAN VINDKRAFTVERK ............................................................................................63 ØYFJELLET VINDKRAFTVERK ...............................................................................................63 6.4 Prosjekter på utredningsstadiet ..................................................................................... 64 6.4.1 NY FORBINDELSE FRA LANGVATN TIL SENTRALNETTET ...........................................................64 6.4.2 RENOVERING TRONGSUNDET - SØMNA .................................................................................64 6.4.3 RENOVERING/OPPGRADERING AV LEDNING MOSJØEN – (LEIROSEN) - MEISFJORD ....................64 6.4.4 TRAFOSKIFTE I LEIROSEN, SAMT FLERE FELT .........................................................................64 6.4.5 NY TRANSFORMATOR I ØVRE RØSSÅGA ..................................................................................64 6.4.6 KRAFTVERKPROSJEKTER I NORD-RANA, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING ..................................65 6.4.7 ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK ...................................................................................66 6.4.8 NY TRANSFORMATORSTASJON I SANDNESSJØEN ....................................................................67 6.4.9 MULIGE ENDRINGER HOS ALCOA MOSJØEN ...........................................................................67 6.4.10 TERMISK KRAFTVERK, MO I RANA .......................................................................................67 6.4.11 ELEKTRIFISERING AV OLJEINSTALLASJONER PÅ NORSK SOKKEL .............................................67 6.5 Sanering av bestående anlegg ........................................................................................ 68 6.5.1 SANERING AV PRODUKSJONSANLEGG ....................................................................................68 6.5.2 SANERING AV NETTANLEGG ..................................................................................................68 VEDLEGG: TILTAKSOVERSIKT Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 6 1. Innledning Kapittelet beskriver noe av bakgrunnen for utredningen og gir en kort presentasjon av HelgelandsKraft AS (HK). 1.1 Bakgrunn for utredningen Ordningen med regional kraftsystemplanlegging ble gjort gjeldende fra 1. januar 1988. Gjennom Energilovens forskrift § 7 (tidl. § 5) er det gitt lovhjemmel for at slik planlegging skal gjennomføres. 1. januar 2003 trådte forskrift om energiutredninger i kraft, og kraftsystemplan-begrepet ble med dette byttet ut med det nåværende kraftsystemutredning. Landet er nå delt opp i 18 utredningsområder, 17 regionale områder der det utredes for de regionale nett og ett ansvarsområde for utredning om sentralnettet; det sistnevnte er Statnett ansvarlig for. HelgelandsKraft er satt til å være ansvarlig utreder for Helgeland. Det ble utarbeidet 3 utgaver av regional kraftsystemplan for Helgeland – i 1994, 1998 og ved årsskiftet 2002/2003. Fra og med 2004 er det årlig blitt utarbeidet kraftsystemutredninger. Ovennevnte innebærer at HelgelandsKraft skal utarbeide og hvert år offentliggjøre en oppdatert kraftsystemutredning for sitt utredningsområde. Utredningen skal oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat. Arbeidet skal utføres i samarbeid med andre konsesjonærer i utredningsområdet. 1.2 Presentasjon av HelgelandsKraft HelgelandsKraft AS er pålagt å ha det overordnede ansvar for utarbeidelse og ajourhold av kraftsystemutredning for regionen Helgeland i Nordland fylke. HelgelandsKraft er et interkommunalt energiselskap som eies av følgende kommuner på Helgeland: 1 2 3 4 5 Alstahaug Brønnøy Dønna Grane Hattfjelldal 6 7 8 9 10 Hemnes Herøy Leirfjord Nesna Rana 11 12 13 14 Sømna Vefsn Vevelstad Vega Konsesjonsområdet omfatter hele Helgeland unntatt kommunene Træna, Rødøy, Lurøy og deler av Bindal. Området dekker et areal på ca. 16 000 km2. HelgelandsKraft er et vertikalintegrert selskap, organisert i de tre forretningsområdene produksjon, nett og marked. Selskapet har omkring 266 årsverk. Hovedadministrasjonen ligger i Mosjøen. HKs aktivitet omfatter produksjon, transport og omsetning av energi innen konsesjonsområdet. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 7 1.3 Forkortelser Følgende forkortelser er brukt i utredningen: AM Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen - EAM) SEfAS Sintef Energiforskning AS HK HelgelandsKraft AS ÅK Åbjørakraft, Kolsvik kraftverk – Sameie mellom HK (50 %) og NTE (50 %) MIP Mo Industripark EKA EKA Chemicals Rana RG Rana Gruber NTE Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk NVE Norges Vassdrags- og Energidirektorat SK Statkraft SKS Salten Kraftsamband SN Statnett SLG Sameiet Langvatn / Gullsmedvik - eid av HK (62,5 %) og MIP (37,5 %) Nn Nordlandsnett KKI Kraftkrevende industri Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 8 2 Beskrivelse av utredningsprosessen Kapittelet beskriver hvem som er aktører i utredningen og hvordan denne samordnes med andre planer og utredninger. 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Følgende fem selskaper på Helgeland innehar anleggskonsesjoner på regional- eller sentralnettnivå (evt. har produksjonsanlegg som grenser til dette) og er dermed delaktige i utredningsprosessen: 1. Statkraft (SK) 2. Statnett (SN) 3. HelgelandsKraft (HK) 4. Mo Industripark (MIP) 5. Alcoa Mosjøen (AM, tidl. Elkem Aluminium Mosjøen) I grensesnittet mot nord samarbeider HelgelandsKraft med Nordlandsnett og i grensesnittet mot sør med NTE Nett. Statkraft eier kun kraftverk samt nettanlegg direkte knyttet til kraftproduksjon. Statnett eier og driver sentralnettet i regionen. Inntil 01.01.2008 eide Statnett også en betydelig del av regionalnettet. 01.01.2008 ble dette nettet overdratt til HelgelandsKraft. HelgelandsKraft eier det aller meste av høyspent fordelingsnett i området og er dessuten den største regionalnettseieren. Mo Industripark eier deler av regionalnettet i Rana kommune, samt noe høyspent fordelingsnett. Alcoa Mosjøen eier regionalnettet som forsyner bedriften, samt noe høyspent fordelingsnett. Bindal Kraftlag er en annen aktør på fordelingsnettnivå i regionen. Selskapet har sin hovedadministrasjon på Terråk i Bindal kommune og har i hovedsak sine kunder i dette området. Bindal Kraftlag er forsynt fra NTE Nett sitt regionalnett. Søndre del av Bindal kommune hører inn under utredningsområde Nord-Trøndelag, mens nordre del (inkl. Kolsvik kraftverk) hører inn under utredningsområde Helgeland. Grensen mellom utredningsområdene faller sammen med grensen for Bindal Kraftlags områdekonsesjon. Fjernvarmekonsesjonærer i området er Mo Fjernvarme, Sandnessjøen Fjernvarme og Mosjøen Fjernvarme. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 9 I hht. § 5 og 6 i Forskrift om energiutredninger er det opprettet et kraftsystemutvalg for utredningsområdet. Det nåværende kraftsystemutvalget ble valgt (for 2 år) på kraftsystemmøte i Mosjøen 15.05.2012 og består av: • Statkraft v/ Øystein Johansen • Statnett (som konsesjonær) v/ Bjørn Hugo Jenssen • HelgelandsKraft v/ Gisle Terray • Mo Industripark v/ Bjørn Kleftås • Alcoa Mosjøen v/ Steinar Ottermo Kraftsystemutvalget har bistått utredningsansvarlig med skriftlig og muntlig informasjon i arbeidet med utredningen. Utvidet møte i kraftsystemutvalget ble avholdt i Mosjøen 15.05.2012. Hovedpunktene i utredningen ble da gjennomgått. Også utenom det utvidede møtet i kraftsystemutvalget avholder HelgelandsKraft møter med Statkraft, Statnett, Mo Industripark og Alcoa Mosjøen, for å drøfte og løse aktuelle problemstillinger. Aktørene i området er representert på følgende steder : • Statnett har lokalt kontor på Bjerka, i Hemnes kommune. • Statkraft har lokalt kontor i Korgen, i Hemnes kommune. • Mo Industripark har hovedkontor på Mo, i Rana kommune. • Alcoa Mosjøen har hovedkontor i Mosjøen, i Vefsn kommune. 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Statnett utarbeider kraftsystemutredning for sentralnettet. NTE Nett har ansvar for kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag, mens Nordlandsnett har ansvar for kraftsystemutredning for Midtre Nordland. HelgelandsKraft samarbeider med utredningsansvarlige i NTE Nett, Nordlandsnett og Statnett. 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer HK har utarbeidet lokale energiutredninger for alle de 14 kommunene i selskapets konsesjonsområde. Energiutredningene omhandler noe av de samme temaene som kommunenes egne energi- og klimaplaner, og de belyser planer som berører energisystemet i hver kommune. Kraftsystemutredningen baserer seg bl.a. på de lokale utredningene, og en del opplysninger og data fra disse er også presentert i kraftsystemutredningen. Nordland Fylkeskommune har nylig utarbeidet en regional plan om små vannkraftverk, som gir anbefalinger angående nytteeffekter, miljø og arealbruk. Dette vil kunne legge føringer for både omfang og lokalisering av kraftproduksjon i fylket. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 10 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet 3.1.1 Nasjonale målsetninger Generelt I regjeringens tiltredelseserklæring 2009 heter det bl.a.: «Regjeringen vil øke den fornybare energiproduksjonen betydelig. Regjeringen legger til grunn at fornybardirektivet er EØS-relevant og vil forhandle med EU om å innlemme direktivet i EØS-avtalen. Regjeringen skal sørge for en bærekraftig utnyttelse av vannressursene. Sikkerhet og miljø skal stå sentralt ved tiltak i vassdrag.» Videre nevnes bl.a. følgende mål (utdrag). Regjeringen vil: • innføre det felles sertifikatmarkedet med Sverige fra 1.1.2012 basert på prinsippene i overenskomsten av 7.9.2009. Regjeringen vil fremme forslag om en overgangsordning fram til et slikt system er på plass. • bidra til utvikling og kommersialisering av hydrogen som energibærer. • legge til rette for økt utbygging av nettkapasitet mellom landsdelene og til utlandet • at utbyggingen av toveiskommunikasjon mellom nettselskap og forbruker skal gi insentiver til energisparing. • at nettleien for strøm skal utjevnes over hele landet. • satse videre på utbygging av fjernvarme og lokale energisentraler. • lage en handlingsplan for energieffektivisering i bygg, med mål om å redusere samlet energibruk vesentlig i byggsektoren innen 2020. • legge til rette for at norsk restavfall til forbrenning i hovedsak forbrennes i Norge. • følge opp bioenergistrategien og sikre målrettet og koordinert virkemiddelbruk for økt utbygging av bioenergi. • legge til rette for økt bruk av gass i Norge. • at alle nye gasskraftkonsesjoner skal basere seg på rensing og deponering av CO2 ved oppstart. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 11 Plan- og bygningsloven Ny teknisk forskrift (TEK10) til Plan- og bygningsloven trådte i kraft 1. juli 2010 (http://www.lovdata.no/cgi-wift/ldles?doc=/sf/sf/sf-20100326-0489.html). Her heter det i § 14-7: • Det er ikke tillatt å installere oljekjel for fossilt brensel til grunnlast. • Bygning over 500 m2 oppvarmet BRA skal prosjekteres og utføres slik at minimum 60 % av netto varmebehov kan dekkes med annen energiforsyning enn direktevirkende elektrisitet eller fossile brensler hos sluttbruker. • Bygning inntil 500 m2oppvarmet BRA skal prosjekteres og utføres slik at minimum 40 % av netto varmebehov kan dekkes med annen energiforsyning enn direktevirkende elektrisitet eller fossile brensler hos sluttbruker. I forskriften spesifiseres det også krav til energieffektivitet og varmetap i bygg, og det er gitt rammer for maksimalt netto energibehov for ulike kategorier av bygninger. Disse kravene er i overensstemmelse med EUs bygningsdirektiv, som ble gjort gjeldende fra og med januar 2006. Det gis offentlig støtte gjennom Enova ved utskifting av oljekjel til alternative energikilder. Både støtteordningen og forbudet mot installering av nye oljekjeler ble foreslått i den såkalte Klimameldingen (Stortingsmelding nr. 34) fra 2007. Vern av Vefsna-vassdraget Vefsna-vassdraget ble besluttet vernet ved oppstarten av foregående regjeringsperiode. Dette innebar at planene om utbygging av selve Vefsna ble skrinlagt, men også planer om mindre kraftverk i sideelver ble lagt på is som følge av vernet. Det er imidlertid ikke endelig avklart hvor omfattende vernet vil bli, slik at det kan tenkes at det blir åpnet for enkelte mindre kraftverk i noen av sideelvene. 3.1.2 De nasjonale målenes betydning for kraftsystemet Industrikraft Rammevilkårene for kraftkrevende industri vil være av avgjørende betydning for flere store bedrifter på Helgeland. Da disse står for mesteparten av energiforbruket i regionen, betyr dette også mye for den videre utviklingen av hele kraftsystemet. Småkraftutbygging Satsingen på små vannkraftverk ser ut til å kunne få stor betydning for kraftsystemet på Helgeland, da potensialet er stort, og mye av dette dessuten er konsentrert i noen få områder. Dette gjør at det kan bli nødvendig med bygging av 132 kV-nett med flere transformatorstasjoner. Potensiell produksjon er også så omfattende at dette, sammen med andre prosjekter (vindkraft og større vannkraftanlegg), kan medvirke til å øke flaskehalsproblematikk i regionalnettet og helt opp i sentralnettet. Fra 1/1-2010 ble § 3-4 i energilovforskriften endret slik at nettselskapene pålegges å bygge ut nett for å ta imot planlagt Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 12 produksjon. Dette vil kunne bidra til at nødvendige tiltak blir iverksatt på høyere nettnivåer i tilfeller der det tidligere har manglet insentiver for nettutbygging. Fjernvarme Nasjonal satsing på fjernvarme, med tilhørende støtte gjennom Enova, har vært medvirkende til utvidelser av fjernvarmeanlegg i både Mo i Rana og i Sandnessjøen, samt etablering av fjernvarmeanlegg i Mosjøen. Det forventes dessuten at de nye kravene til energikilder i teknisk forskrift til plan- og bygningsloven vil føre til en gradvis utfasing av fossile brensler som energikilde til oppvarming av bygg. Dette kan igjen gi økt tilknytning til fjernvarme. Bioenergi Det har vært liten satsing på bioenergi i landsdelen så langt, men dette kan fort endre seg. I Sverige har det vært etablert marked og infrastruktur for bioenergi i mange år, og svenske produsenter selger nå pellets via norske leverandører i Nordland. Det forventes en viss overgang til bioenergi i årene som kommer, noe som vil kunne ha betydning for utbredelse av fjernvarme samt energiforbruk i både offentlige og private bygg. Barrierer for realisering av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter Dagens rammer og reguleringer innebærer i noen tilfeller at prosjekter som ellers antas å være samfunnsøkonomisk lønnsomme, ikke blir realisert. I nåværende reguleringsmodell tas alle kostnader med i beregning av netteiers effektivitet, uavhengig av finansiering. Mens tilknytning av forbrukskunder også gir en økning i "produkt" for nettselskapet (kunder, levert energi, nettutstrekning, etc.), gir tilknytning av småkraft kun økning i kostnader, hvorav maksimalt 40 % kan tas inn gjennom økning av inntektsrammen. Resultatet er at nettselskapet får redusert sin effektivitet som følge av nettinvesteringer som gjelder småkraftutbygging. NVE har riktignok f.o.m. 2010 innført en småkraftparameter som gir nettselskapene med småkraft litt ekstra på effektivitetsmålingen i distribusjonsnettet. For regionalnettet er imidlertid rammevilkårene uendret. På Helgeland er det eksempler på at omfattende småkraftutbygging kan føre til behov for investeringer i regionalnettet. Slike investeringer antas i flere tilfeller å være samfunnsøkonomisk lønsomme, og mange av de aktuelle småkraftprosjektene antas også å kunne bære nettinvesteringene og likevel være bedriftsøkonomisk lønnsomme. Men med dagens regelverk kan imidlertid ikke nettselskapene uten videre kreve anleggsbidrag for nødvendige nettforsterkninger i regionalnettet som følge av ny produksjon. Andre barrierer som kan hindre samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter er f.eks. særinteresser i visse områder, i form av spesielle miljøkrav eller hensyn til bestemte næringer. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 3.1.3 Hovedrapport Side 13 Lokale målsetninger for kraftsystemet I det følgende presenteres målsetninger for HelgelandsKraft, som eier mesteparten av regionalnettet i utredningsområdet. Overordnet målsetning HelgelandsKraft har som visjon at bedriften skal være en aktiv verdiskaper for regionen. I strategisk plan for HelgelandsKraft (2011) er forretningsidéen formulert som følger: HelgelandsKraft skal skape verdier for kunder, eiere og samfunn ved på et forretningsmessig grunnlag drive og utvikle: • virksomhet innen fornybar produksjon, overføring og omsetting av energi • annen aktivitet med naturlig tilknytning I HelgelandsKraft gjelder bl.a. følgende mål og strategier for divisjon nett (fra strategisk plan, 2011): • Driftsresultatet skal over tid være på et nivå som gir en avkastning på nettkapitalen tilsvarende NVEs referanserente. • Vedlikehold og reinvesteringstiltak skal i utgangspunktet være tilstandsbasert, der HMS, ytelseskrav, myndighetspålegg og pålitelighet veid opp mot økonomi er bestemmende for hva som er god teknisk standard på de enkelte nettdeler. • I prioritering av tiltak ut fra leveringspålitelighetshensyn er KILE-konsekvenser (kvalitetsjustert inntektsramme ved ikke levert energi) retningsgivende. Investeringer i kraftsystemet Mens investeringer i produksjonsanlegg ofte vil være direkte motivert av lønnsomhet, vil investeringer i nettanlegg som regel utløses av andre forhold, som leveringsplikt, kapasitetsbegrensninger, HMS, etc. Når investeringer først er nødvendige, velges imidlertid det mest kostnadsoptimale alternativet som oppfyller de aktuelle behovene. I tillegg til lønnsomhetskriterier legges det også vekt på å unngå for store svingninger i aktivitetsnivået fra år til år, av hensyn til personellsituasjonen. Mål som gjelder KILE • Ved planlagt arbeid skal arbeidsmetode velges slik at de totale kostnadene minimeres, der KILE for varslet avbrudd inngår. • KILE for ikke-varslet avbrudd, dvs. ved driftsforstyrrelser, veies også mot kostnadene forbundet med å redusere denne, slik at de totale kostnadene blir lavest mulig. Nettilstanden skal likevel alltid tilfredsstille forskriftskrav, samt bedriftens egne minimumskrav til HMS og leveringspålitelighet. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 14 Mål som gjelder tap Forskjeller i tapskostnader blir tatt med ved sammenligning av investeringsalternativer. Man vil dessuten tilstrebe en nettdrift som gir minst mulige nettap, men også andre hensyn vil legge føringer på nettdriften. Samfunnsøkonomi ved prosjekter Ved vurdering av prosjekter benyttes normalt tapskostnadsparametre fra Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. For nett som gjelder produksjon legges imidlertid energiprisen til grunn direkte. Øvrige kostnadsfaktorer vurderes i all hovedsak bedriftsøkonomisk. Det forutsettes således at samfunnsmessige interesser ivaretas gjennom KILE-satsene. 3.2 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Målsettingen med utredningen er å presentere det regionale kraftsystemet på Helgeland i et felles dokument. For at utredningene fra de forskjellige regioner skal bli så lik som mulig i innhold og struktur er denne utredningen utarbeidet i henhold til NVE publikasjon nr. 2 – 2007: Veileder for kraftsystemutredninger. Utredningen skal inneholde nødvendige opplysninger om: • Aktører i det regionale kraftsystemet. • Kraftbalansen i regionen med oversikt og vurdering av potensielle nye prosjekter. • Oversikt over dagens kraftsystem med beskrivelse av sårbarhet, reserver, kapasiteter, etc. • Oversikt over planlagte prosjekter for framtidige utbygginger og forsterkninger av systemet. Innholdet i utredningen skal være et hjelpemiddel for saksbehandlere hos NVE, aktører i sentral- og regionalnett, kommuner, fylkesmann og eventuelle samarbeidspartnere til disse. Et viktig moment i dette er at utredningen skal være et hjelpemiddel for utforming, søknad og behandling av konsesjonssøknader i det regionale kraftsystemet. Målsettingen er at utredningen skal være et dynamisk dokument som skal benyttes og vedlikeholdes årlig. Utredningen skal fremme planmessig og dermed kostnadseffektiv utbygging av regionalnettet. Utredningen beskriver dagens kraftsystem og energi- og effekttilgang samt forventet framtidig kraftsystem og energi- og effektutvikling fram mot 2030. Mini-, mikro- og småkraftverk er inkludert både mht. historiske data og framtidig utvikling, selv om de ikke mater inn direkte i regionalnettet. En del av sakene og opplysningene som kraftsystemutredningen omtaler er unntatt offentlighet. Det er derfor utarbeidet to forskjellige dokumenter: En hovedrapport som er allment tilgjengelig samt en grunnlagsrapport som ikke er offentlig tilgjengelig. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 15 Utredningen skal legges til grunn og benyttes som et referansedokument når det i henhold til Energiloven skal søkes om anleggskonsesjon for elektriske anlegg i regionalnettet. HK eller andre som søker om konsesjon for elektriske anlegg i området, må vise til utarbeidet kraftsystemutredning. Søknader fra andre interessenter som ønsker konsesjon, skal forelegges HelgelandsKraft til uttalelse – dette for å sikre at anlegget sees i sammenheng med det øvrige kraftsystemet. 3.3 Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger 3.3.1 Tekniske forutsetninger Temperaturkorrigering av last Vi har valgt å fokusere på den kraftkrevende industrien når det gjelder framtidig forbruk. Den kraftkrevende industrien har stått for over 78 % av det elektriske energiforbruket i utredningsområdet den siste 10-års-perioden, og temperaturfølsomheten til denne industrien antas å være tilnærmet lik null. På denne bakgrunn har vi valgt å ikke temperaturkorrigere last i utredningen. Prognosering av last Som nevnt i kapittel 5 har vi valgt å fokusere på ett maksimums- og ett minimumsscenario for den kraftkrevende industrien på hhv. Mo og i Mosjøen. Da denne industrien utgjør en så stor andel av det elektriske energiforbruket, har vi for det resterende forbruket (inkl. alminnelig forsyning) stort sett antatt at maks-belastningen vil holde seg konstant framover, nærmere bestemt som i topplasttimen 2012. Vi har imidlertid gjort to unntak, nemlig for regionalnettspunktene Langfjord og Alsten, hvor vi har justert for varslede utvidelser hos enkelte større enkeltbedrifter samt et industriområde i underliggende fordelingsnett. Merk at det her er tatt utgangspunkt i sentralnettets topplasttime (region midt), som kan avvike fra topplasttimen for alminnelig forsyning i HelgelandsKraft sitt nett. Dette tilsvarer en viss underestimering av topplasten for alminnelig forsyning. Analyser Ved vurdering av investeringsprosjekter foretas teknisk-økonomiske beregninger som nevnt i kap. 3.3.2. Disse er igjen basert på lastflyt- og tapsberegninger i Netbas Maske, samt KILEberegninger i Netbas Fasit for hhv. planlagt utkobling og driftsforstyrrelse. Dimensjonerende beregninger foretas for prognosert/antatt maksimalbelastning innenfor anleggets økonomiske levetid. Tapsberegninger gjøres med utgangspunkt i typisk tunglast. Ved KILE-beregninger benyttes Fasit-simuleringer for representativ last. Lastflytanalyse i distribusjonsnett brukes også til å vurdere spenningsforhold utover i nettet. Det vil i noen tilfeller også kunne være ønskelig å foreta beregninger for å vurdere dynamiske fenomener, så som resonans, effektpendling, etc. Dette gjelder både regionalnettet og fordelingsnettet – det siste særlig i forbindelse med at mange småkraftverk bidrar til å komplisere kraftsystemet, og dermed øker sannsynligheten for stabilitetsproblemer. Dynamiske analyser bestilles eksternt, da HK mangler egne rutiner og verktøy for dette. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 16 Valg av tekniske løsninger og spenningsnivåer Ved investeringer i regionalnettet må de valgte alternativer være tilstrekkelig dimensjonert for den forventede lastutviklingen i løpet av anleggets økonomiske levetid, der termiske grenser og spenningsgrenser legges til grunn. På Helgeland benyttes normalt ikke overføringskabler på regionalnettsnivå, med unntak av sjøkabel i tilfeller der et fjordspenn pga. lengden ville ha vært uøkonomisk eller vanskelig gjennomførbart. HelgelandsKraft har pr. idag én slik sjøkabel i regionalnettet (Nesna – Levang, 132 kV), men det planlegges en til i forbindelse med ny linje fra Grytåga til Tilrem (se kap. 6.2.1). Ved bygging av transformatorstasjoner velges transformatorytelse slik at den dekker prognosert lastutvikling i stasjonens økonomiske levetid. I stasjoner som forsyner byer, spesielt viktig last, eller der dette er lønnsomt av hensyn til KILE, utstyres stasjonen med reservetransformator. Denne skal da ha ytelse tilsvarende maksimal belastning, slik at reservekapasiteten blir fullverdig. Når innmating av produksjon er dimensjonerende for transformatoren, velges ytelse tilsvarende summen av installert effekt for kjente planlagte kraftverk i området som det anses som sannsynlig vil bli realisert. Der gamle stasjoner ikke oppfyller ovennevnte kriterier, danner de samme kriteriene grunnlag for oppgradering. Da slik oppgradering imidlertid ofte innebærer omfattende utkobling, vil det normalt bli koordinert med andre tiltak i stasjon eller tilgrensende anlegg. Fysisk dimensjonering ivaretas gjennom gjeldende forskrifter. Forskrift om elektriske forsyningsanlegg ble fastsatt av Direktoratet for samfunnsikkerhet og beredskap (DSB) 20.desember 2005, og trådte i kraft 1. januar 2006 med hjemmel i lov 24. mai 1929 nr. 4 om tilsyn med elektriske anlegg og elektrisk utstyr. Forskriften erstatter forskrifter av 18. august 1994 for elektriske anlegg – forsyningsanlegg. Formålet med forskriften er at elektriske forsyningsanlegg skal prosjekteres, utføres, driftes og vedlikeholdes slik at de ikke representerer fare for liv, helse og materielle verdier og samtidig ivaretar den funksjonen de er tiltenkt. 3.3.2 Økonomiske forutsetninger Kalkulasjonsrente Kalkulasjonsrenta består av en risikofri del pluss en risikopremie. Risikofri rente er av Finansdepartementet satt til 2 %. Det benyttes en risikopremie på 2,5 % for nettvirksomheten, slik at kalkulasjonsrenta her blir 4,5 %. I enkelte kapitler vises det til eldre analyser, der det har vært brukt kalkulasjonsrente på mellom 6 % og 7,5 %. Teknisk levetid, økonomisk levetid og analyseperiode Med teknisk levetid forstår vi tidsrommet fra et anlegg bygges til det ikke lenger oppfyller sin tekniske funksjon. Et anleggs økonomiske levetid betegner det tidsrommet at det ennå lønner seg å vedlikeholde anlegget, framfor å bygge nytt. Denne er vanligvis kortere enn den tekniske levetida. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 17 For kraftlinjer antar vi vanligvis en økonomisk levetid på ca. 40 år for alle komponenter unntatt trestolper. Stolpenes økonomiske levetid er vanligvis noe lenger, men denne varierer nokså mye. Vi antar at den i gjennomsnitt er mer enn 50 år. Den "samlede" økonomiske levetida for kraftlinjer vil ideelt sett være lik den tida det tar før hele anlegget er skiftet ut. Utskiftingene vil vanligvis skje til ulik tid for ulike komponenttyper, og det vil typisk bli foretatt enkeltutskiftinger av komponenter etter hvert som tilstanden tilsier dette. Utskiftingssyklusen må i praksis vurderes for hvert enkelt anlegg, og baseres på registrering av tilstand. Ved nåverdiberegning for nyanlegg baseres forventede utskiftingskostnader på tidligere utskiftinger i tilsvarende anlegg. Den økonomiske levetida for stasjoner vil kunne være noe kortere enn for kraftlinjer. For investeringer i regionalnettet brukes vanligvis en analyseperiode på 30 år. Dette betyr at man for anleggsdeler med økonomisk levetid lenger enn dette må korrigere for en restlevetid. Prinsipper for teknisk-økonomisk analyse Teknisk-økonomiske beregninger i HK følger prinsippene vist nedenfor. I disse inngår følsomhetsberegninger for de parametrene som kan være avgjørende for lønnsomhet eller valg av alternativ. Investeringer i kraftsystemet vil enten være motivert av antatt bedriftsøkonomisk lønnsomhet eller av et teknisk behov (ny lasttilknytning, utilstrekkelig overføringskapasitet eller reserve, spenningsproblemer, leveringssikkerhet, hensyn til HMS, etc). Følgende prioriteringsrekkefølge anses som styrende for tiltak i nettet: • Strakstiltak som gjelder HMS eller pålegg fra myndigheter • Andre HMS- og pålagte tiltak (større jobber, som må planlegges) • Ny tilknytning av ordinær kunde (husholdning / næring) • Tiltak begrunnet i lønnsomhet • Øvrig vedlikehold i eget nett • Ny tilknytning av fritidsbolig/hytte Hvorvidt nettinvesteringer faktisk blir gjennomført, og hvilken løsning som velges, bestemmes som følger: • Man identifiserer aktuelle tiltaksalternativer som gir en akseptabel løsning på det aktuelle behovet, og som oppfyller generelle tekniske krav, samt eksterne krav (forskrifter, HMS og myndighetspålegg). • Dersom det er mulig å oppfylle gjeldende krav gjennom nullalternativet (ingen investering), eller ved at investeringer utsettes, tas dette med blant de alternativene som vurderes. • Det mest lønnsomme alternativet velges. Dersom ingen alternativer er lønnsomme, men tiltak er nødvendig, velges alternativet med de laveste totale kostnadene. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 18 Lønnsomhetsvurderingene gjøres vha. nåverdiberegning av de totale kostnadene for hvert alternativ, innenfor en felles analyseperiode (vanligvis 30 år), og der det korrigeres for evt. restverdi. Følgende kostnadselementer tas med i beregningene når de er relevante: • Investeringskostnader (inkl. eventuelle reinvesteringskostnader innenfor analyseperioden) • Drifts- og vedlikeholdskostnader (inkl. avbruddskostnader ved planlagte tiltak) • Avbruddskostnader som følge av nødvendig utkobling i byggeperioden • Avbruddskostnader pga. driftsforstyrrelser • Øvrige reparasjonskostnader (utenom avbruddskostnader) • Tapskostnader • Flaskehalskostnader, dersom aktuelt Kostnadsfaktorer Investeringskostnader Komponentpriser for regionalnett og stasjoner har vært basert på egne erfaringstall, samt innhenting av pristilbud i det enkelte tilfelle, når dette har vært tilgjengelig. De senere årene har det vært betydelig prisendringer på enkelte typer anleggsmateriell. Det er besluttet at man for distribusjonsnett bruker tall fra REN, evt. justert utfra egne erfaringstall, og innhenter oppdaterte konstadstall i hvert tilfelle når dette antas nødvendig. Evt. KILE-kostnader ved planlagt utkobling beregnes vha. Netbas Fasit (som igjen baserer seg på FASIT kravspesifikasjon) for det aktuelle anlegget, basert på forventet lastuttak på det tidspunktet bygging planlegges gjennomført. Da investeringer i regionalnettet normalt ikke er kundespesifikke, benyttes ikke anleggsbidrag i forbindelse med lastuttak på dette nettnivået. Drifts- og vedlikeholdskostnader for kraftlinjer Med drifts- og vedlikeholdskostnader for kraftlinjer forstår vi kostnader for forebyggende vedlikehold (inkl. enkeltutskiftinger av komponenter), samt befaring, tilstandskontroll, skogrydding, fjerning av snø og is, etc. Komponentutskifting skjer på bakgrunn av tilstandsvurdinger og vil enten foregå som utskifting av enkeltkomponenter eller ved at mange komponenter av en bestemt type skiftes ut for lengre strekninger av gangen. I HK utføres vedlikehold av linjer i utgangspunktet tilstandsbasert. I distribusjonsnett tilsier dette for det meste enkeltutskiftinger. Mer systematisk utskifting foretas imidlertid også, særlig for linetråd, der man enten skifter for hele linjer eller større deler av linjer. Avhengig av omfang vil mer omfattende og systematiske utskiftinger kunne behandles som reinvestering istedenfor drifts- og vedlikeholdskostnader. I de fleste beregninger antas drifts- og vedlikeholdskostnader å utgjøre en fast prosentandel av nettanleggets nyverdi. I HK brukes 1 – 2 % for nye linjer, og 2 – 4 % for gamle linjer, noe avhengig av terreng, klima og teknisk løsning. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 19 Ved mer detaljerte nåverdiberegninger antas en gjennomsnittlig utskiftingssyklus for henholdsvis linetråd, master, traverser og de øvrige komponentene (samlet). Med ”utskiftingssyklus” menes her den tida det tar før alle komponentene av en type er skiftet ut med nye. Ideelt sett vil denne være identisk med komponentens økonomiske levetid. Ved enkeltutskiftinger fordeles disse kostnadene pr. år, ut fra antatt utskiftingstakt. KILE-kostnader ved planlagt utkobling beregnes vha. Netbas Fasit for det aktuelle anlegget, basert på representativ last. Arbeidskostnader og andre kostnader forbundet med utskifting, baseres på HKs egne historiske kostnader for linjer av aktuelt spenningsnivå, terrengtype og alder. Når det gjelder befaringer, forutsettes det at disse utføres årlig, med toppbefaring eller detaljert tilstandskontroll hvert femte år (hvert tiende år i distribusjonsnettet). Resten av befaringene antas å være en kombinasjon av helikopter- og bakkebefaring. Kostnader pr. kilometer for de ulike befaringsformene vurderes i hvert enkelt tilfelle. Drifts- og vedlikeholdskostnader for stasjoner I stasjoner er vedlikehold normalt tidsstyrt, med regelmessige sjekkrunder og utskiftinger. Dette gjør drifts- og vedlikeholdskostnadene mer homogene enn for linjer, og vi benytter derfor forenklede beregninger, der årlig vedlikeholdskostnad vanligvis utgjør en prosentandel på 1 – 2 % av stasjonens nyverdi. Andre drifts- og vedlikeholdskostnader Vi ser vanligvis bort fra evt. forebyggende vedlikehold av kabler i jord, og antar alle tiltak som en del av feilkostnadene. For sjøkabler og lange luftlinjespenn over fjorder er vedlikeholdskostnadene svært usikre, og de må derfor behandles spesielt i hvert enkelt tilfelle. Tapskostnader Tapskostnader for nettanlegg beregnes etter formelverk og koeffisienter presentert i Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett, unntatt for nett som gjelder produksjon, hvor energipris legges til grunn direkte. For regionalnett vurderes brukstid for tap for hvert enkelt prosjekt, ut fra lastsammensetning og sammenlagring. For nett som gjelder ren produksjon legges varighetskurver fra aktuelt nedslagsfelt til grunn. Avbruddskostnader I HelgelandsKraft anses avbruddskostnader pr. i dag å være identisk med KILE-kostnader (for hhv. planlagt eller ikke-planlagt avbrudd). Vi forutsetter at KILE-satsene gjenspeiler de samfunnsøkonomiske avbruddskostnadene. Vi antar at dette er en rimelig tilnærming på regionalnettsnivå, da den underliggende kundemassen er stor. Vi har for øvrig ingen annen metode for å beregne samfunnsøkonomiske avbruddskostnader enn KILE. Det foreligger ingen individuelle avtaler om avbruddskostnader i forsyningsområdet. Der lokal feilstatistikk anses som god nok, brukes denne. For øvrig brukes landsstatistikk, evt. justert for tilstand. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 20 Reparasjonskostnader Med reparasjonskostnader menes de kostnadene forbundet med feilretting som ikke er avbruddskostnader, dvs. personalkostnader, materiell, transport, etc. Disse baseres på egne historiske kostnader for tilsvarende anlegg. Flaskehalskostnader Med dette forstås kostnader som skyldes at kapasitetsbegrensninger hindrer en samfunnsøkonomisk optimal energiflyt. Slike kostnader vil gjøre seg gjeldende både hos produsenter og forbrukere. Da kapasitetsbegrensninger i regionalnettet hittil i liten grad har ført til restriksjoner mhp. produksjon, har HelgelandsKraft pr. idag ikke rutiner for beregning av flaskehalskostnader. 3.3.3 Miljømessige forutsetninger HelgelandsKraft har formulert bl.a. følgende mål og forutsetninger angående miljø (strategisk plan, rev. 2011): Våre aktiviteter, produkter og tjenester skal miljøstyres ihht. NS-ISO 14001. • Vi skal ikke ha miljøbrudd som konsekvens av vår egen aktivitet • All vår aktivitet skal foregå ut fra miljøhensyn og hvor en føre var-holdning skal legges til grunn mht framtidige miljøkrav. • Fokus skal settes på vassdragsinngrep, visuelle/estetiske konsekvenser, avfallshåndtering, forurensing og energiforbruk. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 21 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem 4.1 Dagens anlegg 4.1.1 Produksjonsanlegg Eksisterende anlegg Det er 11 større kraftverk i utredningsområdet. I tillegg eier HelgelandsKraft tre småkraftverk, hvorav to forsyner direkte inn i distribusjonsnettet (i tillegg kommer Laksen som ble idriftsatt etter nyttår 2012). Statkraft eier to småkraftverk, hvorav det ene forsyner direkte inn i distribusjonsnettet. Pr. 31.12.2011 var 31 små-, mini- og mikrokraftverk i drift i området, i regi av private utbyggere. Samlet installert effekt for disse er på 40 MW, med en forventet årsproduksjon på 153 GWh. Ved årsskiftet 2011/2012 var total installert effekt i kraftverkene i området 1335 MW. Forventet årsproduksjon fra kraftverkene (offisielle tall) er på 6421 GWh. Gjennomsnittlig årsproduksjon 2002 - 2011 var på 6657 GWh. Endringer i 2011 I 2011 ble det idriftsatt 7 kraftverk i utredningsområdet, med installert effekt fra 136 kW til 5000 kW. 4.1.2 Overførings- og transformeringsanlegg Regionalnettet på Helgeland består – foruten transformatorstasjoner – av 132 kV- og 66 kVnett. Spenningsnivåene i regionalnettet er et resultat av historisk utvikling, og anleggene er preget av de løsninger som var standard idet de ble bygd. Det meste av det høyspente fordelingsnettet drives med 22 kV spenningsnivå, men deler av kabelnettet i Mo, Mosjøen og Sandnessjøen drives med 11 kV spenningsnivå. Enkelte luftlinjer - blant annet en del lange radialer i ytre strøk – driftes også med 11 kV. I alt er det ca. 42 000 nett-abonnement i utredningsområdet. Tabell 4.1 viser antall km ledning pr. spenningsnivå for regionalnettet i utredningsområdet. Oversikten inkluderer 132 kV-nett uten inntektsramme. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 22 Spenningsnivå Antall km %-andel Aldersfordeling Gj.sn. byggeår 66 103,1 16,62 1952 – 2003 1960 132 517,2 83,35 1955 – 2003 1969 300 0,2 0,03 1970 – 1996 1983 Tabell 4.1: Antall km ledning pr spenningsnivå for regionalnettet på Helgeland (inkl. 132 kV-nett uten inntektsramme). Aldersfordelingen i tabell 4.1 viser til byggeår og tar ikke hensyn til eventuelle utskiftinger/ renoveringer i ettertid. 4.1.3 Systemjording og kompensering Nettet drives dels med isolert nullpunkt, dels med spolejording. Dette er omtalt nærmere i grunnlagsrapporten. 4.1.4 Drift og kontroll Deler av regionalnettet er utstyrt med frekvensvern og feilskrivere. Dette er nærmere omtalt i grunnlagsrapporten. 4.1.5 Energiflyt i viktige utvekslingspunkter Det foretas målinger av energiflyten i utvekslingspunkter i regionalnettet, herunder lastuttak for kraftkrevende industri. Varighetskurver for noen av disse er vist i grunnlagsrapporten. 4.1.6 Overføringskapasiteter Overføringskapasiteten er god i mesteparten av regionalnettet på Helgeland, men det kan oppstå flaskehalser i enkelte driftssituasjoner. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten. 4.1.7 Alder og tilstand Alder og tilstand for linjenett og stasjoner på Helgeland er beskrevet i grunnlagsrapporten. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 4.1.8 Hovedrapport Side 23 Leveringspålitelighet og forsyningssikkerhet Definisjoner I utredningen har vi lagt følgende meningsinnhold i begrepene knyttet til leveringskvalitet og forsyningssikkerhet: • Forsyningssikkerhet: Evne til å dekke opp energibehov, forutsatt en normal driftssituasjon. • Leveringspålitelighet: Evne til å tilfredsstille kravene til forsyning av effekt. Leveringspåliteligheten har med avbruddsforholdene å gjøre, dvs. antall avbrudd, varigheten av avbrudd og mengde ikke-levert energi (ILE). • Spenningskvalitet: Begrepet omfatter forskjellige kvalitetsegenskaper ved spenningen, så som effektivverdi, frekvens, dip, flimmer, osv. Dette er beskrevet i kapittel 4.1.9. • Leveringskvalitet er et samlebegrep for "leveringspålitelighet" og "spenningskvalitet". Forsyningssikkerhet Forsyningssikkerheten for regionen betraktes som god. I en normal driftssituasjon er det ingen problemer med å dekke energietterspørselen i området. Leveringspålitelighet Også leveringspåliteligheten betraktes som god. Sentralnettet går rett gjennom regionen og danner en indre del av en ringforbindelse, mens regionalnettet danner en ytre del. De to største tettstedene Mosjøen og Mo har sin forsyning fra sentralnett, mens de noe mindre tettstedene Nesna, Sandnessjøen og Brønnøysund blir forsynt fra regionalnettet. Tabell 4.2 viser historisk forekomst av ikke-levert energi (ILE) forårsaket av hendelser i sentral- og regionalnett for 2003 – 2011. T.o.m. 2008 vises kun verdier for langvarige avbrudd (dvs. med varighet over 3 minutter). F.o.m. 2009 er også kortvarige avbrudd inkludert. Denne endringen samsvarer med innføringen av KILE for kortvarige avbrudd, som altså trådte i kraft f.o.m. 2009. Forskjellen i ILE-verdier er imidlertid minimal mht. om man inkluderer kortvarige avbrudd eller ikke. ILEn er fordelt på nettnivå (dvs. forårsaket av sentralnett eller regionalnett) og kundegruppe, sistnevnte i hht. inndelingen av KILE-satser som trådte i kraft f.o.m. 2003. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Kundegruppe Industri Handel og tjenester Jordbruk Offentlig virksomhet Husholdning Treforedl. og kraftint. ind. Hovedrapport Side 24 Forårsaket av Sentr.nett 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 0,040 5,954 0,263 0,000 0,000 0,296 0,426 0,381 0,420 Sentr.nett 0,205 3,452 0,750 0,000 0,000 0,140 0,286 0,182 0,360 Sentr.nett 0,025 0,351 0,066 0,000 0,000 0,011 0,061 0,051 0,078 Sentr.nett 0,123 3,220 0,383 0,000 0,000 0,124 0,252 0,211 0,298 Sentr.nett 0,764 1,223 11,412 0,920 0,000 0,000 0,555 1,094 0,685 Sentr.nett 217,500 502,600 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 113,246 218,657 526,989 2,382 0,000 0,000 1,126 2,120 1,510 115,626 Sum sentralnett Industri Reg.nett 8,188 0,882 1,076 9,087 1,664 0,209 0,200 1,453 5,435 Handel og tjenester Jordbruk Reg.nett 48,748 6,500 11,830 30,929 6,330 0,596 0,381 3,722 9,709 Reg.nett 4,009 0,377 0,500 3,307 0,307 0,052 0,105 0,353 1,460 Offentlig virksomhet Husholdning Reg.nett 23,496 2,404 6,869 15,872 4,583 0,551 0,371 3,560 6,237 Reg.nett 180,851 16,346 30,089 117,243 17,578 Treforedl. og kraftint. ind. Reg.nett 56,600 150,260 0,000 2,709 1,566 11,981 33,650 0,000 0,000 247,312 0,000 0,000 2,876 59,367 Sum regionalnett 321,893 176,769 50,365 176,438 30,462 251,429 2,623 21,069 Sum sentralog regionalnett 540,550 703,758 52,747 176,438 30,462 252,555 4,743 22,579 174,993 Tabell 4.2: Oversikt over ILE (MWh) på Helgeland forårsaket av regionalnett og sentralnett, fordelt på kundegrupper Kommentarer til tabell 4.2: På Helgeland er det to spesielt store industribedrifter – Alcoa Mosjøen (Elkem før 01.04.2009) og Mo Industripark. Når disse rammes av avbrudd, vil det gi stort utslag på ILEtabellen. For 2003 kan spesielt følgende nevnes mht. Elkem: Driftforstyrrelse i sentralnettet 10.12. medførte ILE på 212,5 MWh, og driftsforstyrrelse i regionalnettet 04.04. medførte ILE på 56,6 MWh (begge deler altså for Elkem). Også i 2004 hadde bedriften relativt stor ILE: Sentralnetts-utfall 11.01. medførte ILE på 502,6 MWh, mens fire regionalnetts-utfall resulterte i en ILE på 150,26 MWh. I 2006, 2007, 2009 og 2010 var det ingen hendelser i regional- eller sentralnett på Helgeland som forårsaket avbrudd i hovedforsyningene til Elkem/Alcoa eller Mo Industripark. I 2008 fikk Elkem et utfall 25.12. på 247,3 MWh. I 2011 hadde Mo Industripark to utfall forårsaket av sentralnett (08.06. og 30.11.) på til sammen 113,2 MWh. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 25 HelgelandsKrafts regionalnett hadde spesielt stor ILE i 2003 (265 MWh) og relativt stor ILE i 2006 (172 MWh). Storm på sør-Helgeland 15.01.2003 medførte ILE på 205 MWh, mens uvær 05.12.2003 medførte ILE på 44 MWh. 22.01.2006 – i etterkant av stormen ”Narve” – var det et utfall på sør-Helgeland som resulterte i ILE på 69 MWh. Årsaken var høyst sannsynlig salting. 01.06.2006 forårsaket et varslet avbrudd ved Alsten transformatorstasjon (om natten) en ILE på 85 MWh. I 2011 var total ILE forårsaket av HelgelandsKraft sitt regionalnett på 59,4 MWh, hvorav 38,3 MWh skyldtes hendelse på Sør-Helgeland 04.06. Øvrige år har HelgelandsKrafts regionalnett hatt en ILE på under 40 MWh (både i 2007, 2008 og 2009 var den på under 3 MWh). For de fleste av årene 2001 – 2011 har ikke-varslede avbrudd (forårsaket av regional- eller sentralnett) stått for langt større ILE enn varslede avbrudd. Unntakene er 2001 (82 % av ILEn skyldtes varslede avbrudd) og 2006 (48 % av ILEn skyldtes varslede avbrudd). I hvert av årene 2002 – 2005 samt 2007 - 2011 har ikke-varslede avbrudd stått for 94 – 100 % av all ILE som er forårsaket av regional- og sentralnett. Feilstatistikk Det er ikke utarbeidet noen egen feilstatistikk for hovedkomponenter i regionalnettet på Helgeland. Ved teknisk-økonomisk planlegging benyttes derfor Statnetts årsstatistikk over driftsforstyrrelser i det norske 33 – 420 kV-nettet, eventuelt i kombinasjon med SINTEF Energiforsknings planleggingsbok for kraftnett (del III, kap. 6). I Statnetts årsstatistikk inngår bl.a. gjennomsnitt av feilfrekvenser over flere år for utvalgte komponenttyper. Utdrag av dette, hentet fra årsstatistikken for 2005, er presentert i tabell 4.3. Forbigående feil Varige feil Alle feil Kraftledning 132 kV 0,93 0,19 1,13 Kabler 132 kV 0,05 1,74 1,79 Krafttransformator 132 kV primærside 0,27 0,36 0,64 Tabell 4.3. Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for Norge 1996 – 2005, hentet fra Statnetts årsstatistikk 2005 (kap. 3.1.1 - 3.1.3). I tabell 4.4 er gjennomsnittet for 2005 - 2009 presentert, basert på Statnetts årsstatistikk for 2009. Alle feil Kraftledning 132 kV 0,9 Kabler 132 kV 1,6 Krafttransformator 132 kV primærside 1,4 Tabell 4.4. Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for Norge 2005 – 2009, hentet fra Statnetts årsstatistikk 2009 (kap. 3.1.1 - 3.1.3). NB! Disse opplysningene er kun vist på grafisk form i årsttatitsikken; dermed må tallene over tolkes som omtrentlige. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 4.1.9 Hovedrapport Side 26 Spenningskvalitet Elektrisitetsnettet på Helgeland har i lang tid vært beheftet med til dels dårlig spenningskvalitet. Under følger en presentasjon av de viktigste problemstillingene de siste årene. Underharmoniske ("flimmer"/"flicker") pga. stålovn på Mo Disse spenningsvariasjonene har representert en alvorlig og langvarig ulempe. Problemet har rammet alle nettnivå i området, og kan merkes i store deler av Nordland og også i Sverige når det er som verst. Spenningsvariasjonene er altså forårsaket av lysbue-stålovnen på 75 MVA i Mo Industripark. Ovnen ble satt i drift i 1986, og flimmer har vært årsak til klager helt siden oppstarten. Et SVC-anlegg som bidrar til å redusere flimmer, var i drift i flere år, men det havarerte. Forholdet forsterkes ved at den nærmeste kraftproduksjonen disponeres etter andre kriterier enn det lokale forbruket. Flimmernivå, -forekomst og -utbredelse i nettet ble kartlagt ved registreringer som MIP og Statnett gjennomførte i perioden sommeren 1995 til våren 1997. I perioder med lav kortslutningsytelse i området var flimmernivået tidvis over anbefalte grenseverdier. I desember 2000 ble ny driftskobling i Svabo og Nedre Røssåga iverksatt for å forsøke å dempe flimmernivået, og høsten 2002 ble nåværende driftskobling iverksatt. Flimmernivået har med dette blitt redusert, men nivået har likevel til tider vært over grenseverdien til Europanormen EN50160. Ved noen tilfeller i 2004 var nivået på nytt høyt, noe som ses i sammenheng med uvanlige driftsforhold i regionalnettet. Figur 4.1 viser PLT målt i Gullsmedvik i begynnelsen av august 2004 da stålovnen startet opp etter fellesferien. Figur 4.1: Registreringer av flimmer (PLT) HK hadde også måleutstyr hos sine nettkunder som viste effekten av flimmernivået. Den store variasjonen i spenningen førte til at disse instrumentene registrerte tusenvis av kortvarige overspenninger i løpet av få dager. Se figur 4.2 og 4.3. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 27 Figur 4.2: Spenningsmåling hos nettkunde Figur 4.3: Spenningsmåling hos nettkunde (hyppighet av overspenninger, som funksjon av spenning og varighet) Problemet har vært gjenstand for en langvarig saksgang fra myndigheters og de involverte parters side. NVE kom med sitt første vedtak i saken 26.01.1999. I vedtak fra Olje- og energidepartementet av 10.03.2004 pålegges Mo Industripark å forberede og gjennomføre tiltak for permanent demping av flimmer innen 01.01.2005. I utgangspunktet har Mo Industripark i flere tilfeller etter dette blitt ilagt bøter for overskridelse av fastsatt grenseverdi for flimmernivå. Bedriften fikk lovnad om ettergivelse av bøtene, dersom tilstrekkelige tiltak ble iverksatt innen 01.01.2007. Celsa som i dag er eier av stålovnen, investerte i 2008 ca. 160 MNOK i en forbedret produksjonsprosess. Den nye produksjonsprosessen løser flere problemer: utslipp av svevestøv, kvikksølv og flimmer. Flimmer-problemet reduseres ved å ta i bruk forvarming av stålet som skal smeltes. Energien til forvarmingen hentes fra røykgassen som kommer fra stålovnen. På bakgrunn av dette ga Olje- og Energidepartementet Mo Industripark og Celsa Armeringsstål ny frist til august 2008. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 28 Det nye produksjonsanlegget ble satt i drift i løpet av juli 2008. Etter noen innkjøringsproblemer i starten har PLT-flimmernivå vært lavere, men fremdeles utenfor forskriftskravet i deler av året. Se figur 4.4 som viser overholdelse av PLT-forskriftskrav for en del punkter i nettet i 2009. Report on Compliance with NVE 1557 - Plt AB 29.12.2008 - 04.01.2010 0 Compliant 10 15 20 Noncompliant Count of Weeks 25 30 35 40 Missing 45 50 55 Site Name Alsten Andaasfossen-22 Arbor Bjorn-22AX Breimo tert Elkem-1 Forsland Gaasvasselv Grytaaga Heroy Holandsvika-22 Kolsvik-132 Kolsvik-300A Mjolkarli Moskjaeran-22 Reingardsaga Sjona Somna Storforshei Tilrem Electrotek/EPRI 5 PQView® Figur 4.4: Overholdelse av PLT-forskriftskrav for 2009 (antall uker innenfor/utenfor) I perioder har man altså problemer med å holde seg innenfor kravet på PLT lik 1,0 i 95% av tida. Det er også slik at flimmernivået er høyere for eksempel i Mosjøen enn det er i Mo i Rana slik man nå drifter det overliggende nettet. Dette betyr at forskriftskravet kan bli brutt andre steder på Helgeland, selv om man holder seg innenfor kravet i Mo i Rana. Se Figur 4.5 som viser PLT målt 25/5 –26/5 2009. I uke 25 i 2009 ble nok en gang nettet lagt om (grunnet ytre forhold) til flimmermessig ugunstig drift, og man fikk et høyt flimmernivå i Rana samme uke (se figur 4.6). Flimmernivået denne uken førte til en del kundeklager. Det førte også til at serveren for innsamling av spenningskvalitetsmålinger gikk ned, da den ikke greide å håndtere alle registreringene fra de rundt 30 instrumentene HK har i nettet. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 29 Figur 4.5: PLT målt i Mosjøen (Breimo) og Mo i Rana (Mobekken) 25.-26./5.-2009 Sjona - Plt AB, Plt BC, Plt CA From 15.06.2009 to 22.06.2009 Plt AB Plt BC Plt CA 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Mon 15 Jun 2009 Electrotek/EPRI Tue 16 Wed 17 Thu 18 Fri 19 Time Sat 20 Sun 21 Mon 22 PQView® Figur 4.6: PLT målt i Sjona uke 25 2009 (15.06-22.06.2009) Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 30 Overharmoniske pga. tyristorlikerettere ved Elkem Aluminium / Alcoa Mosjøen Sommeren 2003 fikk HelgelandsKraft henvendelser om spenningsproblemer hos kunder som forsynes via regionalnettslinja Mosjøen – Meisfjord. Det var f.eks. meldt om ødelagte spoler i lysrør. Dette ble etter hvert sett i sammenheng med at et av Elkems filtre for overharmoniske hadde havarert pinsen 2003, samt at det var foretatt utvidelser og ombygginger hos Elkem. Elkem Aluminium Mosjøen (f.o.m. 01.04.2009 Alcoa Mosjøen) har to produksjonsserier. Serie 2 gjennomgikk en ombygging fra 2001 til 2003. Før ombyggingen hadde serie 2 seks diodelikerettergrupper. Etter ombyggingen har serie 2 fem diodelikerettere (gruppe A – E) og to tyristorlikerettere (gruppe F og G). Likeretterne forvrenger spenningens sinus, slik at man får overharmoniske. Fra høsten 2003 har tre såkalte filtre vært koblet til serie 2. Disse filtrene er i realiteten kombinerte kondensatorbatterier (for reaktiv effekt) og filtre (for overharmoniske). Dvs. at de for det første kompenserer for reaktiv effekt og for det andre demper forekomsten av overharmoniske. Filtrene er konstruert for å dempe 3., 5., 7., 11. og 13. harmoniske (hvert filter er konstruert for å dempe 2 eller 3 av disse). Før pinsen 2003 var det installert 2 filtre. Så havarerte altså ett av disse, og utover sommeren/høsten 2003 var det kun filter for 5. harmoniske som var innkoblet hos Elkem. Som nevnt fikk HelgelandsKraft etter hvert henvendelser om spenningsproblemer, særlig fra kunder som ble forsynt via Mosjøen – Meisfjord-linja. Inntil filtrene kom på plass igjen ble driften i HelgelandsKrafts nett lagt om, slik at disse kundene ble forsynt fra annet nett. Høsten 2003 ble begge filtrene igjen idriftsatt; dessuten ble et nytt tredje filter idriftsatt. Høsten 2003 ble det satt opp instrumenter for måling av spenningskvalitet i Mosjøen sekundærstasjon for å kartlegge forekomsten av overharmoniske (se figur 4.7). Det viste seg at det var særlig 23. harmoniske – og til dels 25. harmoniske – som utgjorde et problem når filtrene var utkoblet. I februar 2004 ble det foretatt en omfattende test for å kartlegge hvordan forskjellige parametre innvirker på forekomsten av overharmoniske. Parametrene som ble utprøvd var drift av filtre, drift av tyristorgrupper og forskjellige nettkonfigurasjoner. En egen rapport fra denne testen er utarbeidet. Målingene høsten 2003 og våren 2004 viste at de 23. harmoniske i stor grad forplanter seg utover i nettet og til tider kan forsterkes i visse nettdeler, noe som tyder på resonansproblemer. Men problemene er langt mindre når alle tre filtre er innkoblet. Tiltak hos Elkem/Alcoa Etter ombyggingen i 2003 økte Elkems uttak av reaktiv effekt. Til tider har dette ført til problemer med å opprettholde spenningen i sentralnettet. Alcoa har derfor gjort tiltak som øker den reaktive kompenseringen og samtidig avhjelper problemene med overharmoniske. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 31 MOS66 Phase A Voltage SS Wave August 28, 2003 at 07:40:54 Local Volts 100000 75000 50000 25000 0 -25000 -50000 -75000 -100000 % Fund 0 2.5 5 7.5 10 12.5 Time (mSeconds) 15 17.5 20 7 6 5 4 3 2 1 0 0 20 40 60 Harmonic 80 100 Fund 65723 RMS 65869 CF 1.492 Min -98294 Max 98072 THD 6.678 HRMS4389 TIF/IT 381.7 120 Electrotek Figur 4.7: Måling av overharmoniske i Mosjøen Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 32 4.2 Elektrisitetsproduksjon 4.2.1 Historisk energiutvikling Figur 4.8 viser historisk elektrisitetsproduksjon, -forbruk og -balanse i utredningsområdet. Historisk energibalanse (elektrisitet) Helgeland 8 000 7 000 6 000 GWh 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 -1 000 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Sum prod. 7 284 7 259 5 659 7 163 7 272 6 200 7 086 6 189 6 566 5 892 Sum forbruk 5 048 5 365 6 128 5 805 5 742 5 850 6 035 5 468 5 800 5 841 Balanse 2 236 1 894 -468 1 358 1 530 350 1 051 721 766 51 Gj.snitt prod. 6 657 6 657 6 657 6 657 6 657 6 657 6 657 6 657 6 657 6 657 Gj.snitt forbruk 5 708 5 708 5 708 5 708 5 708 5 708 5 708 5 708 5 708 5 708 Gj.snitt balanse 949 949 949 949 949 949 949 949 949 949 Figur 4.8: Elektrisitetsproduksjon, -forbruk og -balanse (GWh) Gjennomsnittlig el-produksjon på Helgeland siste 10 år er på ca. 6,7 TWh/år. Dette tallet er senere i utredningen benyttet som utgangspunkt for prognosering av framtidig energiproduksjon. Laveste produksjonsår de siste 10 år var 2004. 2011 var det nest laveste produksjonsåret i 10-års-perioden. Som det framgår av figur 4.8 er det stort sett energioverskudd på Helgeland, gjennomsnittlig ca. 1 TWh/år de siste 10 årene. Fjoråret (2011) hadde et lavt energioverskudd på 0,05 TWh. Det har vært ett år med energiunderskudd, nemlig 2004, som altså hadde lav produksjon og dessuten relativt stort forbruk. 4.2.2 Historisk effektutvikling Samlet installert effekt i utredningsområdet har økt med ca. 40 MW de siste 10 år og er nå (pr. 01.01.2012) på 1335 MW. Tilgjengelig vintereffekt er på 1208 MW. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 33 4.3 Elektrisitetsforbruk 4.3.1 Historisk energiutvikling Tabell 4.5 viser elektrisk energiforbruk (i GWh) på Helgeland de siste 10 årene. År Forbruk (GWh) 2002 5 048 2003 5 365 2004 6 128 2005 5 805 2006 5 742 2007 5 850 2008 6 035 2009 5 468 2010 5 800 2011 5 841 Gj.snitt 5 708 Tabell 4.5: Elektrisk energiforbruk på Helgeland siste 10 år (GWh) 4.3.2 Historisk effektutvikling Lastverdier og tidspunkt for topplasttime Tabell 4.6 viser topplasttimen for sentralnettets region midt og for HelgelandsKraft de siste årene, med tilhørende belastning i HelgelandsKraft sitt nett. Merk at sentralnettets topplasttime for et bestemt år fastsettes ut fra perioden november – februar. Dermed kan det forekomme at topplasttimen for aktuelt år har en dato for foregående år. Topplasttimen for HK er derimot basert på kalenderår. Merk for øvrig at topplast for HK i denne sammenheng (tabell 4.6) inkluderer tapet i regionalnettet som HK eide før 01.01.2008, men at verdiene er ekskl. tap i R2-nettet (regionalnettet som Statnett eide på Helgeland før 01.01.2008). Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 34 Topplasttime Region Midt Topplasttime HK Dato Dag Time Last i HK (MW) 1996 07.02.1996 Onsdag 10 244,8 1997 02.12.1997 Tirsdag 9 230,0 År Dato Dag Time Last i HK (MW) 1998 04.02.1998 Onsdag 19 240,0 04.02.1998 Onsdag 10 248,0 1999 14.01.1999 Torsdag 18 225,7 27.01.1999 Onsdag 11 255,7 2000 21.01.2000 Fredag 18 224,4 21.01.2000 Fredag 10 232,9 2001 30.01.2001 Tirsdag 10 219,3 06.02.2001 Tirsdag 11 264,4 2002 03.01.2002 Torsdag 9 214,9 02.01.2002 Onsdag 12 247,0 2003 12.11.2002 Tirsdag 9 217,2 03.01.2003 Fredag 13 235,3 2004 21.01.2004 Onsdag 10 236,6 21.01.2004 Onsdag 9 239,4 2005 24.02.2005 Torsdag 11 213,4 20.12.2005 Tirsdag 9 239,0 2006 20.01.2006 Fredag 10 235,1 02.03.2006 Torsdag 9 240,6 2007 21.02.2007 Onsdag 19 229,0 08.02.2007 Torsdag 10 247,6 2008 10.12.2007 Mandag 9 204,3 11.12.2008 Torsdag 10 231,1 2009 11.12.2008 Torsdag 11 226,1 17.12.2009 Torsdag 16 244,5 2010 03.02.2010 Onsdag 10 235,4 07.01.2010 Torsdag 9 268,3 2011 26.11.2010 Fredag 9 241,7 16.02.2011 Onsdag 9 242,6 2012 31.01.2012 Tirsdag 9 230,4 Tabell 4.6: Topplasttimer f.o.m. 1996 Last i HK er her ekskl. tap i det tidligere R2-nettet. Belastningens sammensetning i topplasttimen Tabell 4.7 viser total-belastningen i regionalnettet på Helgeland i sentralnettets topplasttime (region midt) 2003 – 2012. År Sum forbruk 2003 666 2004 831 2005 795 2006 713 2007 787 2008 813 2009 767 2010 769 2011 822 2012 807 Tabell 4.7: Belastninger i sentralnettets topplasttime 2003 – 2012 (MWh/h) Gj.snitt 777 Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 35 4.4 Andre energibærere 4.4.1 Fjernvarmenett Infrastrukturen for energi på Helgeland består nesten utelukkende av elektrisitetsnett. Det finnes imidlertid fjernvarmeanlegg i Mo i Rana, Sandnessjøen og Mosjøen. Mo Fjernvarme AS Tabell 4.8 viser utviklingen av varmeleveranse for Mo Fjernvarme for perioden 1997 – 2009. Vi mangler tall for årene etter 2009. NB: Dersom det ikke leveres nok spillvarme fra industrien (som er hovedenergikilden til fjernvarmeanlegget), må varme produseres vha. CO-gass og/eller fyringsolje. Effektkapasiteten i dette produksjonsanlegget er maks. 18 MW, som altså ikke dekker maks. effektbehov (22 MW). Det ble imidlertid etablert en ny varmesentral for reserve- og spisslast i forbindelse med utvidelsene av fjernvarmenettet i 2006, til områdene Vika, Mjølan, Selfors, Ranenget og Tveråneset. Hele fjernvarmeanlegget: 1997 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009* Produsert varme (GWh) 53 57 56 52 46 49 63 64 68 Netto levert varme (GWh) 45 53 51 46 43 44 56 56 62 Effektleveranse (MW) 22 20 – 25 22 22 22 22 24 26 26 Tabell 4.8: Utvikling i varmeleveranse, Mo Fjernvarne *) Tallene for 2009 var en prognose basert på forbruk pr. oktober 2009. Fra 2009 opphørte virksomheten ved EKA Chemicals. Bedriften hadde et eget nærvarmenett på sitt område, og dette er nå overtatt av Mo Fjernvarme, og inkludert i deres anlegg. Sandnessjøen Fjernvarmeanlegg AS Varmeenergien til fjernvarmenettet i Sandnessjøen hentes fra sjøen vha. to varmepumper. Ordinær drift startet i 2003. Den første perioden var preget av prøvekjøring, innregulering av anlegget og lav energiutnyttelse i varmepumpene. Varmelevansen har de siste årene vært på ca. 3,5 GWh/år. Anleggets produksjonskapasitet er på ca. 9,5 GWh, hvorav varmepumpene representerer en kapasitet på ca. 5,5 GWh. De resterende 4,0 GWh kommer fra oljekjel som spissfyring. Sandnessjøen Fjernvarmeanlegg AS fikk i 2008 innvilget konsesjon for utvidelse av fjernvarmenettet fra ca. 2000 m til ca. 4400 m, for å kunne øke kundegrunnlaget og dermed utnyttelsen av tilgjengelig kapasitet. Pr. 2011 var det meste av disse utvidelsene gjennomført. Total varmeleveranse etter utvidelsene er forventet å være ca. 9,3 GWh/år. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 36 Mosjøen Fjernvarme I 2007 ble det etablert fjernvarmeanlegg i Mosjøen, og anlegget ble satt i alminnelig drift året etter. Energikilden er spillvarme fra støperiet ved Alcoa Mosjøen. Til å begynne med var det bare planlagt varmeleveranse til ett enkelt område (Kippermoen/Nyrud), hvor det var inngått avtaler med kunder på forhånd. Leveransen til dette området var beregnet til ca. 11,5 GWh. Det ble imidlertid bygd ut fjernvarmenett til flere områder i sentrum og til Skjervenganområdet. I dag leveres det varme til bl.a. sykehjem, barnehage, flere skoler, kulturhus, hotell, brannstasjon og bankbygg. Til sammen er det lagt ca. 6700 m rør. Totalt levert energi er estimert til 15 GWh/år, hvorav ca. 10 GWh/år er fra spillvarme. Maksimal effektleveranse er estimert til 4,5 MW. Det foreligger planer om å utnytte en større andel av spillvarmen fra Alcoa, og man regner med å komme i gang med disse utvidelsene i løpet av 2012. 4.4.2 Andre energikilder Utenom elektrisitet og de energikildene som brukes til fjernvarme er det forbruk av olje, gass og kull hos en del industrikunder. Spesielt kan nevnes følgende: • Mo Industripark hadde i 2011 et oljeforbruk på ca. 63 GWh og et gassforbruk (CO, propan) på ca. 180 GWh. Dessuten hadde de et fjernvarmeforbruk på ca. 16 GWh. En del av gassen som brukes (CO-rik brenngass) er et biprodukt fra en av bedriftene på industriparken (Vale Manganese). Dette utgjør i noen år opptil 200 – 300 GWh/år, og en del av dette går også til spissfyring for fjernvarmeanlegget på Mo. Tidligere besto gassforbruket ved MIP også av hydrogen. Dette var også et biprodukt, fra EKA Chemicals, og utgjorde ca. 100 GWh/år. Etter at EKA la ned sin virksomhet i 2009 er denne andelen av forbruket ved MIP nå fordelt på de øvrige energikildene. • Alcoa Mosjøen hadde i 2011 et forbruk av andre energikilder (inkludert Alcoa Anode Mosjøen) på 9,1 GWh fra olje, 220,0 GWh fra LNG (naturgass), og 29,2 GWh fra et propan og butan. LNG har erstattet mye av forbruket av både olje og propan/butan. Det oppgis dessuten et energiforbruk på ca. 5 GWh fra diesel, men dette gjelder intern transportvirksomhet. Hos husholdningskunder består energiforbruket utenom elektrisitet først og fremst av ved og olje, men det begynner også å komme i bruk en del varmepumper. Også pellets tas mer og mer i bruk. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 4.4.3 Hovedrapport Side 37 Fordeling av energibruk på ulike energibærere Når det gjelder energiforbruk utenom elektrisitet er de nyeste tilgjengelige tallene fra 2009 (SSB-statistikk). Figurene nedenfor viser en sammenstilling av energiforbruk i kommunene innenfor utredningsområdet, fordelt på ulike kilder og forbruksgrupper. Figur 4.9 viser totalt energiforbruk i 2009, inkludert elektrisitet, fordelt pr. energikilde. Bidrag fra varmepumper inngår i elektrisk forbruk, og kommer derfor ikke fram spesifikt i statistikken. Figur 4.10 viser tilsvarende fordeling av energiforbruk på energikilde i industrien, mens Figur 4.11 viser fordeling pr. forbruksgruppe. Figur 4.9: Energiforbruk på Helgeland i 2009, fordelt på energikilde (totalt: 6349 GWh) Figur 4.10: Energiforbruk i industrien på Helgeland, 2009, fordelt på energikilde (totalt: 5179 GWh) Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 38 Figur 4.11: Energiforbruk på Helgeland i 2009, fordelt på forbruksgruppe (totalt: 6349 GWh) Andelen elektrisk energi har ligget ganske stabilt på rundt 90 % i årene 2001 – 2009. Dette gjelder både totalforbruket (figur 4.9) og forbruket i industrien (figur 4.10). Industriens andel av det totale energiforbruket har økt fra ca. 77 % i 2001 til ca. 82 % i 2009 (figur 4.11). Når det gjelder elektrisk forbruk, har industriens andel variert fra ca. 79 % i 2001 til ca. 82 % i 2009. 4.4.4 Påvirkning på kraftsystemet Det forventes ikke at endringer i forbruk av andre energikilder vil få betydning for kraftsystemet i utredningsområdet. Det forventes en viss overgang fra olje til gass i industrien, men neppe noen vesentlige endringer i forholdet mellom elektrisk og annen energi. For alminnelig forsyning forventes en viss overgang til fjernvarme og bioenergi på noe lengre sikt, men dette antas å ha liten betydning for lastsituasjonen på regionalnettsnivå. 4.4.5 Energidata fra lokale energiutredninger Energidataene som er presentert i kapittel 4.4.3 er en sammenstilling av data pr. kommune, slik disse er brukt i de lokale energiutredningene (sist oppdatert desember 2011). Kilde er SSBs statistikk for 2009. Det er en del usikkerhet knyttet til SSBs statistikk, og det mangler også opplysninger om bruk av varmepumper. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 39 4.5 Særegne forhold innen utredningsområdet 4.5.1 Geografiske og topografiske forhold Utredningsområdet Helgeland dekker landsdelen fra Nord-Trøndelag fylke i sør til Saltfjellet i nord. Dette betyr at regionalnettseierne må forholde seg til både kyst-, fjell- og innlandsområder ved utforming av nettanlegg. 4.5.2 Større industrikunder Følgende to store industrikunder er tilkoblet regionalnettet på Helgeland: • Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen, topplast ca. 350 MW) • Mo Industripark, Mo i Rana (topplast ca. 250 MW) Pga. endringer i eierforholdene skiftet Elkem Aluminium Mosjøen navn 01.04.2009 til Alcoa Mosjøen. Også bedriftene EKA Chemicals Rana (topplast ca. 30 MW fram til nedleggelse i 2009) og Rana Gruber (topplast ca. 10 MW) – begge i Mo i Rana – er i utredningen betraktet som kraftintensiv industri. 4.5.3 Eier- og driftsforhold HelgelandsKraft er den største regionalnettseieren i området. 01.01.2008 overtok HelgelandsKraft det såkalte R2-nettet, dvs. det regionalnettet som Statnett inntil da hadde eid på Helgeland. Mo Industripark og Alcoa Mosjøen eier hver sine begrensede nett, som for det meste benyttes for egenforsyning. Det meste av kraften som produseres i området foreståes av Statkraft og HelgelandsKraft. Mesteparten av produksjonskapasiteten er tilknyttet sentralnettet og/eller regionalnettet. Kraftsystemet på Helgeland kjennetegnes ved at produksjonen og de store forbrukerne er lokalisert relativt nært hverandre. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 4.5.4 Hovedrapport Side 40 Befolkning De siste året har befolkningstallet gått ned i kommunene Vega, Vevelstad, Leirfjord, Vefsn, Grane, Hattfjelldal, Dønna og Hemnes, mens den har økt i Sømna, Brønnøy, Herøy, Alstahaug, Nesna og Rana. Størst prosentvis økning hadde Herøy, med 3,8 % (62 personer). Rana hadde den største absolutte økningen, med 153 personer. Størst nedgang i prosent var det i Leirfjord med 2,5 % (53 personer). Dette var også den største absolutte nedgangen. Totalt i utredningsområdet* har folketallet gått ned med 173 innbyggere (0,2 %) det siste året. Tabell 4.9 viser kommunevis befolkning pr. 01.01.2012. Kommune Innbyggere Alstahaug 7 372 Brønnøy 7 778 Dønna 1 433 Grane 1 455 Hattfjelldal 1 456 Hemnes 4 585 Herøy 1 711 Leirfjord 2 107 Nesna 1 813 Rana 25 652 Sømna 2 038 Vefsn 13 258 Vega 1 256 Vevelstad 511 Tabell 4.9: Innbyggere pr kommune pr. 01.01.2012 (kilde: SSB). *) Utredningsområdet omfatter egentlig også deler av Bindal kommune. Dette er imidlertid ikke tatt med her. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 41 5 Fremtidige overføringsforhold 5.1 Alternativer for utvikling 5.1.1 Scenarier for forbruk Da elektrisitetsforbruket hos den kraftkrevende industrien på Helgeland utgjør over 78 % av totalforbruket (siste 10 år), er det her tatt utgangspunkt i utviklingen hos disse bedriftene. I scenariene er denne industrien delt inn i to grupper: • Kraftkrevende industri i Mosjøen (Alcoa, tidligere Elkem Aluminum). • Kraftkrevende industri i Mo i Rana (Mo Industripark, samt Rana Gruber og eventuell ny virksomhet i lokalene til nå nedlagte EKA Chemicals). Mo Industripark består riktignok av mange bedrifter, hvorav bare de største er å regne som "kraftkrevende", men da disse står for mesteparten av forbruket til Mo Industripark, har vi her behandlet hele industriparken som én enhet. På bakgrunn av ulike prognoser for den kraftkrevende industrien er det utarbeidet fire scenarier for lastutvikling på Helgeland: A) Minimumsprognose for kraftkrevende industri både i Mo og Mosjøen. B) Maksimumsprognose for Alcoa i Mosjøen, minimumsprognose for kraftkrevende industri i Mo i Rana. C) Minimumsprognose for Alcoa i Mosjøen, maksimumsprognose for kraftkrevende industri i Mo i Rana. Dette scenariet ligger nærmest dagens situasjon. D) Maksimumsprognose for kraftkrevende industri både i Mo og Mosjøen. Alminnelig forsyning For det øvrige energiforbruket på Helgeland antas tilnærmet status quo, da dette utgjør lite av totalforbruket. For effektprognosene er det for scenario A lagt til en viss økning i uttaket under Alsten og Langfjord, pga. industrivirksomhet i disse områdene. For scenario B, C og D er det forutsatt større økning begge steder. For energiprognosene (for alminnelig forsyning) er det tilsvarende antatt en svak økning for scenario A og en sterkere økning for scenariene B, C og D. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 5.1.2 Hovedrapport Side 42 Scenarier for produksjon Det eksisterer planer for mange vannkraftverk og flere vindmølleparker på Helgeland. Noen prosjekter er konsesjonssøkt eller forhåndsmeldt, mens andre prosjekter foreløpig bare er på utredningsstadiet. Det er valgt tre hovedscenarier for ny produksjon. Tallene nedenfor angir økning - altså i tillegg til dagens produksjon: 1. Konservativ utbygging: Det antas at kun kraftverk som er vedtatt bygd eller som har fått innvilget konsesjon blir realisert. Dette tilsvarer prosjektene som er nevnt i kap. 6.1 – 6.2. Installert effekt: 121 MW. Årsproduksjon: 450 GWh/år. 2. Middels utbygging: I tillegg til prosjektene i scenario 1 er det antatt at alle konsesjonssøkte og meldte vannkraftprosjekter blir realisert. Alle vindkraftprosjekter (og termisk kraftverk) er holdt utenfor i scenariet. Installert effekt: 434 MW. Årsproduksjon: 1452 GWh/år. 3. Stor utbygging a): Alle eksisterende planer for kraftverk på Helgeland – inkludert prosjekter som bare er på utredningsstadiet – antas realisert. Dette scenariet inkluderer dermed alle vannkraftverk og vindkraftverk samt termisk kraftverk. Installert effekt: 2415 MW. Årsproduksjon: 7570 GWh/år. Stor utbygging b): I forbindelse med lastflytanalyser er det dessuten sett på en variant av stor utbygging som utelater vindkraftprosjekter (samt termisk kraftverk i Mo i Rana). I og med at de fleste vindkraftprosjektene er så store at de må mate direkte inn mot sentralnettet (og et termisk kraftverk vil knyttes direkte til industri og nært sentralnettspunkt), vil lastflytanalysene for regionalnettet bli forholdsvis like for begge disse variantene. Installert effekt for dette scenariet er ca. 700 MW, mens årsproduksjonen er på ca. 2200 GWh/år. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 5.1.3 Hovedrapport Side 43 Effekt- og energibalanse pr. scenario Tabellene 5.1 – 5.3 viser effekt- og energibalanse i utredningsområdet pr. 2030, for de ulike kombinasjonene av scenariene nevnt over. Effektbalansene refererer til en lavlastsituasjon, dvs. "worst case" mhp. å overføre effekt ut av området (jfr. kap. 5.1.4). Lavlast er beregnet som følger: • Alminnelig forsyning antas å ha et forbruk på 20 % av belastningen i topplast. • Kraftkrevende industri på Mo antas å ha et forbruk på 60 % av belastningen i topplast. • Kraftkrevende industri i Mosjøen antas å ha konstant last, altså ingen reduksjon for lavlastsituasjon. Mosjøen, minimumslast Mosjøen, maksimumslast Mo i Rana, minimumslast Effektbalanse: Effektbalanse: 808 MW Energibalanse: 1 733 GWh Energibalanse: 357 GWh Mo i Rana, maksimumslast Effektbalanse: 882 MW Effektbalanse: 738 MW Energibalanse: 833 GWh Energibalanse: -493 GWh 954 MW Tabell 5.1: Produksjonsscenario 1: Konservativ utbygging, 2030 Mosjøen, minimumslast Mosjøen, maksimumslast Mo i Rana, minimumslast Effektbalanse: Effektbalanse: Energibalanse: 2 735 GWh Energibalanse: 1 359 GWh Mo i Rana, maksimumslast Effektbalanse: Effektbalanse: 1 267 MW 1 195 MW Energibalanse: 1 835 GWh Energibalanse: 1 121 MW 1 051 MW 509 GWh Tabell 5.2: Produksjonsscenario 2: Middels utbygging, 2030 Mosjøen, minimumslast Mosjøen, maksimumslast Mo i Rana, minimumslast Effektbalanse: 3 247 MW Effektbalanse: Energibalanse: 8 849 GWh Energibalanse: 7 473 GWh Mo i Rana, maksimumslast Effektbalanse: 3 175 MW Effektbalanse: Energibalanse: 7 949 GWh Energibalanse: 6 623 GWh 3 101 MW 3 031 MW Tabell 5.3: Produksjonsscenario 3: Stor utbygging, 2030 Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 5.1.4 Hovedrapport Side 44 Vurdering av scenarier Effektbalanse for hele utredningsområdet Som nevnt i kap. 4.2.2 er samlet installert effekt i utredningsområdet 1335 MW pr. 01.01.2012, mens tilgjengelig vintereffekt er 1208 MW. Forbruks-scenariet med størst forbruk innebærer en maksimal effekt-belastning (se vedlegg 4.2.7) på ca. 1006 MW i 2030 (høyeste registrerte belastning i sentralnettets topplasttime de siste 10 år er 831 MW (2004)). Selv om en legger dagens tilgjengelig vintereffekt til grunn, har en altså et betydelig effektoverskudd i området både i dag og i 2030, uansett forbruksscenario. Det er altså normalt ikke noe problem med tilgjengelig effekt i området. Dette er bakgrunnen for at det i kap. 5.1.3 er fokusert på den maksimale effekten som må kunne transporteres ut av området. Effektbalansen presentert i tabellene 5.1 – 5.3 er dermed basert på maksimal installert effekt (ikke vintereffekt) i kombinasjon med effekt-forbruket i lavlast for hvert av forbruksscenariene. Som vist i tabellene 5.1 – 5.3 er det maksimale effektoverskuddet i området 954 MW for det konservative utbyggingsscenariet, 1267 MW for "middels produksjon" og 3247 MW for scenariet "stor utbygging". Produksjonsscenariet ”stor utbygging” må nok anses som et maksimum. Foruten alle kjenter planer for vannkraftutbygging inkluderer dette scenariet en vindkraftutbygging på 5,1 TWh (1700 MW). En slik utbygging vil i praksis kreve store nettinvesteringer. Vi har likevel valgt å presentere dette scenariet for å synliggjøre potensialet som ligger i alle de kjente kraftverksplanene i området. Energibalanse for utredningsområdet Energibalansen i området vil være positiv for alle scenarier unntatt ved konservativ kraftutbygging kombinert med maksimallast-scenariet både i Mosjøen og Mo i Rana. 5.1.5 Drivere/faktorer for framtidig utvikling Drivere/faktorer for energiforbruk, kraftkrevende industri Følgende faktorer vurderes som viktige for framtidig energiforbruk hos den kraftkrevende industrien i regionen: • Råstoff-priser • Pris på elektrisitet • Pris på andre energikilder • Salgspriser • Politiske rammer • Teknologisk utvikling Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 45 Industrien på Helgeland har tidligere hatt langsiktige kraftavtaler til relativt gunstige priser. For deler av forbruket er imidlertid disse avtalene nå avviklet, og de gjenværende avtalene vil være avviklet innen utgangen av utredningsperioden. Andre politiske føringer av betydning er CO2-kvoter, både som innvirkende faktor på energipris og mhp. lokale utslipp. Generelle miljøkrav er også viktige for aktiviteten ved industrien. For stålovnen ved Mo Industripark har dessuten krav til spenningskvalitet fått stor betydning, da flimmerproblemer har krevd kostbare tiltak (se kap. 4.1.9). Utvikling innen teknologi kan også få betydning for forbruket. F.eks. forskes det for tiden på en ny teknologi for å produsere aluminium med et radikalt lavere strømforbruk. Drivere/faktorer for energiforbruk, alminnelig forsyning For alminnelig forsyning anses følgende faktorer som viktige for det framtidige energiforbruket: • Pris på elektrisitet • Pris på andre energikilder • Støttetiltak til alternative energikilder • Krav om utfasing av fossile brensler i kommunale bygg • Krav til energieffektivitet i bygninger • Demografi Drivere/faktorer for elektrisitetsproduksjon Følgende faktorer anses som de viktigste for framtidig elektrisitetsproduksjon: • Generell energipris • Tiltak mhp. flaskehalser mellom prisområder (inkl. kabler til kontinentet) • Investeringsplikt og anleggsbidragsregler for nettutbygging/-forsterkning ved ny produksjon • Støtteordninger (særlig for småkraft og vindkraft) • Miljøkrav i forbindelse med produksjonsanleggene. • Internasjonale forhold og naturkatastrofer kan også spille inn; etter hendelsene i Japan våren 2011 er skepsisen til kjernekraft blitt betydelig, og en delvis avvikling av kjernekraft på kontinentet kan få store konsekvenser for energisystemet der. Dette kan igjen gi ringvirkninger for Norge. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 46 5.2 Nettanalyser, dagens situasjon 5.2.1 Tunglast Resultater av lastlytanalyser for tunglast er vist i grunnlagsrapporten. 5.2.2 Dimensjonerende produksjonssituasjon Det er også foretatt lastflytanalyser for å vurdere regionalnettskapasiteten mht. å ta imot ny produksjon.Dette er behandlet i grunnlagsrapporten. 5.3 Nettanalyser, framtidige situasjoner 5.3.1 Grenseområdet Helgeland/Salten (Sjona-området) I Sjona-området er det mange planer for kraftutbygging. Disse har vært gjenstand for analyser i flere rapporter; først i Nettstudie Helgeland - Salten som kom i 2008, deretter i Nettkonsekvenser av ny småkraft/vannkraft i Salten- og Helgeland området som ble ferdigstilt våren 2010. Begge rapportene er blitt til gjennom samarbeid mellom Statnett, SKS Nett og HelgelandsKraft. Rapportene tar for seg mulige scenarier for produksjons-, forbruks- og nettutvikling. De er presentert nærmere i grunnlagsrapporten. 5.3.2 Mulige framtidige flaskehalser (utenom Sjona-området) I forbindelse med Nettstudie Helgeland/Salten ble det foretatt vurderinger av i hvilken grad nærmere spesifiserte områder på Helgeland vil takle ulike grader av kraftutbygging. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 47 6 Forventede tiltak og investeringsbehov I dette kapittelet presenteres planer for regionalnettet på Helgeland, fra prosjekter som er vedtatt gjennomført til prosjekter som er på utredningsstadiet (inkl. prosjekter som ikke trenger konsesjonssøknad). Planer for kraftverk som tenkes tilknyttet distribusjonsnettet (inkl. små-, mini- og mikrokraftverk) er også tatt med, for å synliggjøre den totale forventede økningen i kraftproduksjon i området. Stort sett er disse planene beskrevet samlet til slutt i hvert delkapittel. Prosjektene er listet opp til slutt i dokumentet i en egen tiltaksoversikt. 6.1 Pågående arbeid 6.1.1 Grytåga – Alsten: Renovering HelgelandsKraft sin overføringsledning Grytåga – Alsten blir for tiden renovert. Arbeidet ble startet i 2010 og skal etter nåværende plan være ferdig i 2014. 6.1.2 Kraftverk under bygging I skrivende stund pågår det bygging av to små kraftverk, med en samlet ytelse på 3,5 MW og en forventet årsproduksjon på totalt ca. 17 GWh. I tillegg er ett kraftverk (Laksen) idriftsatt etter 1/1-2012, med ytelse på 5,5 MW og forventet årsproduksjon på ca. 25 GWh. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 48 6.2 Vedtatte tiltak og anlegg som har fått innvilget konsesjon 6.2.1 Prosjekt ”Kraftforsyning Sør-Helgeland” Bakgrunn for prosjektet Forsyningssikkerheten for kommunene Brønnøy, Sømna og Vega er av HelgelandsKraft vurdert som dårlig, grunnet manglende reserve i regionalnettet (se figur 6.1). Videre foreligger det planer for vannkraftutbygging i Tosbotn (se kap. 6.3.1), noe som vil utløse behov for nye ledninger i området. I 2009 ble det opprettet et naturvernområde i området mellom Grytåga og Langfjord (Lomsdal-Visten nasjonalpark og Strauman landskapsvernområde). Eksisterende linje Grytåga – Langfjord går gjennom sentrale deler av dette området. Det er dermed flere delmål med prosjektet: • Oppnå tosidig forsyning av Tilrem sekundærstasjon fra regionalnettet. • Gjøre regionalnettet i stand til å ta imot ny produksjon i området. • Om mulig fjerne den delen av linja Grytåga – Langfjord som går gjennom naturvernområdet. Oppsummering og status Anleggene ble konsesjonssøkt i februar 2006. I juli 2007 ble konsesjon innvilget av NVE, men dette ble påanket, og saken oversendt OED. I mars 2011 ble det gitt endelig konsesjon. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 49 Figur 6.1: Eksisterende regionalnett på sør-Helgeland Grønn strek viser området som har vært utredet for vern. Beskrivelse av prosjektet Hovedalternativet (se figur 6.2), som ble innvilget konsesjon, omfatter følgende tiltak: • Rehabilitering og utvidelse av Tilrem sekundærstasjon. • Etablering av ny sekundærstasjon vedTrongsundet, for lokalforsyning i Velfjord (inkl. gruveanlegget til Brønnøy Kalk). • Ny linje fra Ausa (Tangvik) i Vistenfjorden til Tilrem, inkl. sjøkabel over Velfjorden. Eksisterende linje fra Grytåga til Ausa beholdes. • Linjedel mellom Ausa og Langfjord rives, og trasé frigjøres for naturvernområdet. Som en del av forbedringen av reserveforsyningen i området er det også foretatt forsterkninger i distribusjonsnettet mellom Tilrem og Sømna. Planlagt produksjon i Tosbotn forutsettes tilknyttet regionalnettet via ny linje til ny sekundærstasjon ved Lande (se kap 6.2.2). Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 50 Økonomiske analyser med 4,5 % kalkulasjonsrente viste samfunnsøkonomisk lønnsomhet for prosjektet. "Hovedalternativet" ble for øvrig ansett å være miljømessig mer gunstig enn null-alternativet (kun opprusting av eksisterende nett), ettersom det innebærer fjerning av kraftlinje gjennom deler av naturvernområdet. Figur 6.2: Forslag til framtidig regionalnett på sør-Helgeland, i hht. prosjektet "Kraftforsyning sør-Helgeland" – hovedalternativet. 6.2.2 Kraftverksprosjekter ved Lande samt ny transformatorstasjon I forbindelse med produksjonsplanene i Tosbotn-området (se kap. 6.3.1) ble det som en del av nettløsningen planlagt en linje fra Tosbotn til en ny koblingsstasjon ved Lande, på eksisterende linje mellom Kolsvik og Langfjord. Det har senere kommet til planer om flere kraftverk i Lande-området, og stasjonen i Lande er derfor i stedet planlagt som transformatorstasjon, for å muliggjøre større deler av kraftverksplanene i Lande-området. Av de planlagte kraftverkene som er aktuelt å tilknytte via 22 kV til Lande, er ett allerede idriftsatt: Søbergvatn i Bindal kommune. Dette kraftverket vil senere ha en ytelse på 5,1 MW og årsproduksjon på 16,9 GWh, men er i dag tilknyttet distribusjonsnettet via en midlertidig forbindelse, og med redusert produksjon (0,6 MW). Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 51 Tre andre kraftverk er konsesjonssøkt i dette området: Kalklaven med 4,1 MW og 12,5 GWh/år, Dagslåttelva med 1,8 MW og 4,5 GWh/år, og Ådalen med 1,5 MW og 4,0 GWh/år. Ytterligere to kraftverk er aktuelle, men disse er såpass små (0,6 MW til sammen) at de kan forsyne direkte inn i distribusjonsnettet. 6.2.3 Ny transformatorstasjon ved Nedre Røssåga inkl. spole Som nevnt i kap. 6.3.5 vil Statkraft rehabilitere Nedre Røssåga kraftstasjon, og i den forbindelse vil eksisterende transformering til distribusjonsnettet falle bort. Det har vært vurdert å etablere et nytt innmatingspunkt for Korgen-området i Finnbakken, ved Bjerka kraftverk, i forbindelse med at ny produksjon planlegges å mate inn der. Det er imidlertid konkludert med at det vil gi lavere kostnader å etablere en ny transformatorstasjon ved Nedre Røssåga. I forbindelse med rehabiliteringen av Nedre Røssåga vil det dessuten bli behov for å flytte ut dagens jordslutningsspole for regionalnettet. Det vurderes i den sammenheng å skifte spolen ut med en ny. Uansett om man velger å benytte dagens spole (som innebærer en del kostnader i forbindelse med flytting og etablering av ny fysisk plassering) eller å investere i en ny, så må man regne med en investeringskostnad på i størrelsesorden 5 mill. kr. Tiltaket vil sannsynligvis bli gjennomført i 2013 eller 2014. 6.2.4 Øvrige planlagte vannkraftverk I kap. 6.1 vises det til kraftverksprosjekter hvor det fysiske arbeidet er kommet i gang. I skrivende stund er det 32 prosjekter i utredningsområdet som enten er vedtatt igangsatt eller som har fått innvilget konsesjon. Samlet årlig produksjon fra disse kraftverkene vil bli på om lag 450 GWh, med en samlet installert effekt på ca. 120 MW. En del av disse kraftverkene ligger i områder der det er aktuelt med felles nettløsning for flere kraftverk, men der ikke alle har fått konsesjon. Dette er beskrevet nærmere under kapittel 6.3 og 6.4: • Tosbotn-området: kap. 6.3.1 • Røssvatn: kap. 6.3.2 • Elsfjord: kap. 6.3.3 • Leirskardal: kap. 6.3.4 • Nord-Rana: kap. 6.4.6 6.2.5 Ytre Vikna vindkraftverk (Nord-Trøndelag) – tilknytning til Kolsvik (Helgeland) Olje- og energi-departementet ga i 2006 klarsignal til bygging av et vindkraftanlegg på Ytre Vikna i utredningsområde Nord-Trøndelag, med installert ytelse på inntil 249 MW og en antatt årsproduksjon på inntil 870 GWh. Prosjektet er beskrevet i kraftsystemutredningen for Nord-Trøndelag, men omtales her fordi effektflyten vil gå via Helgeland. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 52 Det har eksistert planer av ulik størrelse for prosjektet. NTE Energi har fått innvilget investeringsstøtte fra Enova for utbygging av 37 MW. Man regner med at vindkraftverket vil være i drift i løpet av 2012, med en ytelse omtrent tilsvarende det man har fått investeringsstøtte for. Dersom det blir større utbygging på Ytre Vikna, kan det bli nødvendig med tiltak i nettet på Helgeland for å kunne ta imot produksjonen. 6.2.6 Vannkraftprosjekter nord for Sjona (midtre Nordland) Nord for Sjona, i utredningsområde Midtre Nordland er det i Rødøy kommune planlagt to kraftverk – Smibelg og Storåvatn. Maksimal effekt antas å bli 56 MW og årlig produksjon ca. 216 GWh. Konsesjon for prosjektene ble innvilget mars 2012. Prosjektene omtales her fordi den mest aktuelle nettløsningen innebærer økt flyt i nettet på Helgeland. Det kan imidlertid også bli aktuelt å transportere kraften fra Smibelg og Storåvatn til et eventuelt nytt sentralnettspunkt i Rødøy kommune. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 53 6.3 Konsesjonssøkte og meldte tiltak samt konkrete planer 6.3.1 Kraftutbygging i Tosbotn, samt 132 kV nettutbygging Kraftverkene HelgelandsKraft Produksjon har søkt konsesjon for seks vannkraftverk i Tosbotn, med årsproduksjon på til sammen 154 GWh. Kraftverkene er vist med nummer 1 – 6 i figur 6.3. 2 1 3 4 6 5 7 Figur 6.3: Planlagte småkraftverk i Tosbotn Ett av kraftverkene, Lille Tosdalen (merket med nr. 6 i figur 6.3), har fått avslag på konsesjonssøknaden. Tekniske data for de øvrige kraftverkene er vist i tabell 6.1 (med nummer som i figur 6.3). Årsproduksjon og installert effekt har blitt oppjustert etter at prosjektene ble konsesjonssøkt. Tabell 6.1 viser både opprinnelige og oppdaterte tall. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Kraftverk Ca. installert effekt (MW) Omsøkt Justert Hovedrapport Side 54 Ca. produksjon (GWh/år) Omsøkt Vannvei Regulering Justert Invest. (mill kr) Kraftv. Radial 1. Leiråa 3,9 5,0 25,0 29,8 Nedgravde rør 4 meter 56,8 0,89 2. Bjørnstokk 7,4 8,2 23,3 25,8 Sjakt Ingen 56,6 0,55 3. Tverråga 4,7 6,0 14,7 16,8 Rør, tunnell " 45,3 0,26 4. Storelva * 7,0 8,0 20,3 22,6 Rør " 66,4 0,13 5. Tosdalen 10,2 18,0 29,9 43,7 Sjakt " 80,4 2,30 *) Inkl. Kromåa Tabell 6.1: Tekniske data og investeringskostnader for planlagte kraftverk i Tosbotn Leiråga kraftverk planlegges bygget i samarbeid med Marine Harvest AS, som har settefiskanlegg på stedet. Dette anlegget tar vann fra Leiråga, og kraftverket utføres med dypvannsinntak som sikrer stabil temperatur og vannkvalitet for settefiskanlegget. Marine Harvest har for øvrig planer om utvidelse av driften, noe som forutsetter økt krafttilgang i området. Dagens 22 kV-nett til Tosbotn har ikke overføringskapasitet til en slik økning. Av kraftverkene i tabell 6.1 har Bjørnstokk, Tverråga og Storelva fått innvilget konsesjon. Leiråa og Tosdalen har fått henholdsvis positiv og negativ innstilling til OED, og en endelig avgjørelse avventes. I tillegg til HK Produksjons utbyggingsplaner har Fjellkraft AS planer om å bygge Tjeldvikelva kraftverk, sør for Tosenfjorden (merket med 7 i figur 6.3). Dette prosjektet er innvilget konsesjon for en installert effekt på 7,8 MW og forventet årsproduksjon er 20,4 GWh. Senere er disse tallene justert noe ned (ca. 5 MW og 14,5 GWh). Produksjonen herfra planlegges å mate inn til samme transformatorstasjon i Tosbotn som de ovennevnte kraftverkene, slik at den totale produksjonen ut av området blir på ca. 150 GWh/år. Kostnadene for Tjeldvikelva kraftverk er beregnet til ca. 65 mill. kr. Selv om flere av kraftverkene altså har fått konsesjon, er det totale prosjektet for området – med all produksjon samt felles nettløsning – her behandlet som en helhet. Det er derfor plassert under prosjekter som er konsesjonssøkte. Nettløsning Det må bygges en transformatorstasjon i Tosbotn-området for å ta imot produksjonen fra kraftverkene. Produksjonen vil så mates inn i regionalnettet mellom Kolsvik og Trongsundet. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 6.3.2 Hovedrapport Side 55 Kraftutbygging ved Røssvatnet, samt 132 kV nettutbygging Planer om kraftutbygging Det foreligger mange planer for kraftverksutbygging omkring Røssvatnet (Hattfjelldal og Hemnes kommuner): Utbygging av Krutåga m.m. I Krutåga-området er det planer om å bygge ut henholdsvis Øvre og Nedre Krutåga, samt Bjørkåselva og Mølnhusbekken. Det eksisterer flere ulike alternativer hvor det enten etableres flere separate kraftverk eller overføringer til ett felles kraftverk. To aktører har sendt forhåndsmelding til NVE om kraftutbygging i de samme vassdragene. Samlet installert effekt ble opprinnelig antatt å være ca. 35 MW, og årsproduksjonen var forventet å bli mellom 123 GWh og 162 GWh, avhengig av alternativ. Investeringskostnadene ble anslått til 365 – 500 mill kr, avhengig av alternativ. Disse planene er meldt til NVE. Det har senere blitt meldt en oppdatert variant av ett av alternativene, der maksimal installert effekt er økt til ca. 64 MW, og årsproduksjonen til 170 – 190 GWh. Investeringskostnadene er med det økt til ca. 700 mill. kr. Alternativet med tre kraftstasjoner i henholdsvis Øvre Krutåga, Nedre Krutåga og Mølnhusbekken/Bjørkåselva (felles) er vist i figur 6.4 som gule sirkler. Prosjektet er merket med A. Det må bygges en transformatorstasjon i området (ved Grubben) for å ta imot produksjonen. Nøyaktig lokalisering av denne vil avhenge noe av valgt alternativ for kraftutbygging. Andre utbyggingsplaner ved Krutåga Det har senere blitt lansert planer om flere enkeltkraftverk i det samme området. Disse vil i så fall også mate inn til Grubben transformatorstasjon. Kraftverkene er angitt med B i figur 6.4 og er antydet med hvite sirkler. Total installert effekt for disse kraftverkene antas å være ca. 5 – 10 MW. Utbyggingsplaner ved Nord-Røssvatnet Ved Nord-Røssvatnet er det søkt konsesjon for tre kraftverk: Bessedørelva, Steikvasselva og Speltfjellelva. Samlet installert effekt er ca. 15 MW, og samlet årsproduksjon ca. 57 GWh. Av disse har Bessedørelva og Steikvasselva fått konsesjon. Speltfjellelva har fått avslag, men dette er anket. Dersom avslaget opprettholdes blir samlet effekt redusert til ca. 10 MW og årsproduksjonen til ca. 30 GWh. Kraftverkene er merket med C i figur 6.4. Det er senere også relansert gamle planer om noen kraftverk på sørsida av NordRøssvatnet. Disse er ikke vist i figuren. Det er dessuten mulig at det kommer et kraftverk på noen få hundre kW ved Skarelva (i vestenden av område merket C på figuren). Dersom produksjonen fra Krutåga-området forsynes nordover mot Øvre Røssåga, er det rimelig å forsøke å ta produksjonen i Nord-Røssvatnet inn i det samme nettet, via en felles transformatorstasjon. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 56 Andre utbyggingsplaner rundt Røssvatnet I Stikkelvika ved Kjerringvatn er det planlagt et kraftverk med installert effekt på ca.5,5 MW og 25 GWh årsproduksjon (merket D i figur 6.4). Ved Sørdal har det vært planer om et kraftverk med installert effekt på mellom 2 og 5 MW, avhengig av utbyggingsalternativ (merket E i figur 6.4), men ifølge de siste opplysningene ser det ut til at dette vil bli skrinlagt. I Skredelva er det planer om et kraftverk på ca. 3 MW (merket F i figur 6.4). Ved Bleikvassli/Tustervatn er det allerede idriftsatt ett kraftverk, ved Gåsvatn. Dette er på ca. 1 MW, og er merket med rød sirkel i figur 6.4. Det er planer om flere kraftverk i samme område, og samlet effekt kan bli opp til ca. 8 MW. Disse er merket G i figur 6.4. Ved Bleikvatnet er det planer om to kraftverk, Lenningelva på ca. 5 MW og Kjøkkenbukta på ca. 2 MW (merket H i figur 6.4). Mølnbekken kraftverk, som også ligger i nærheten av Bleikvassli, er vedtatt bygd. Dette er på 1,3 MW og 4 GWh. Magasin og regulering For noen av alternativene i Krutåga forutsettes en viss regulering av Krutvatn. For øvrig forutsettes ingen av kraftverkene bygget med vannmagasin. Figur 6.4: Planlagte kraftverk ved Røssvatn. Gule sirkler: Krutågaprosjektet (A). Hvite sirkler: øvrige vannkraftprosjekter. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 57 Nettalternativer Siden Krutåga-prosjektet (gruppe A) krever nett på 132 kV-nivå, er det nettalternativene for disse utbyggingene som blir bestemmende for den totale nettløsningen i området. Da disse planene først ble presentert, var også planene i Nord-Røssvatnet (gruppe C) og Stikkelvika (D) lansert. Dessuten var det lagt fram planer om en begrenset utbygging i Sørdal (E), og det var kjent planer for noen mindre enkeltkraftverk i de øvrige gruppene. Det ble etter hvert lansert hele fem nettalternativer, hvorav noen senere har blitt uaktuelle, enten på grunn av kostnader eller miljøkonsekvenser. De tre gjenstående alternativene er presentert her, og er betegnet med sin opprinnelige nummerering: 2, 2A og 4. For alle alternativene forutsettes det at det bygges en transformatorstasjon i Grubben/ Krutåga-området (i det videre kalt Grubben transformatorstasjon el. sekundærstasjon), f.eks. rett i nærheten av Nedre Krutåga kraftverk. Kraftverkene i Krutåga-området vil da mate inn mot denne stasjonen, hvor det blir transformering til 132 kV. __________ Figurene 6.5 – 6.7 viser nettalternativene. Det er brukt følgende symboler: Sirkel: kraftstasjon (hvit = ny, rød = eksisterende), kvadrat: transformatorstasjon (stor) eller koblingsstasjon (liten). Sorte linjer = distribusjonsnett (22 kV), blå linjer = 66 kV, røde linjer = 132 kV. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 58 Alternativ 2 I dette alternativet foreslås det å legge regionalnettslinja fra Grubben til Øvre Røssåga på østsida av Røssvatnet, og bygge en ny transfomatorstasjon i området ved Røssvassbukt (se figur 6.5). Produksjonen fra Nord-Røssvatnet (område C) vil da kunne mates inn her. Figur 6.5: Kartskisse, alternativ 2 Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 59 Alternativ 2A Dette alternativet forutsetter en transformatorstasjon ved Røssvasbukt, med innmating til eksisterende sentralnettslinje til Ajaure i Sverige (se figur 6.6). Det er også antydet i figuren hvordan gruppene av kraftverk (merket B, F, G og H i figur 6.4) dels kan mate inn i distribusjonsnettet, og dels mate inn til overliggende nettnivå via produksjonsradialer på lavere spenningsnivå. For gruppe A (enkeltkraftverk ved Krutvatn/Krutåga) vil dette bety innmating til Grubben transformatorstasjon, mens de øvrige kraftverkene vil måtte forsyne enten mot transformatorstasjonen på Ajaure-linja eller til Øvre Røssåga. Det var opprinnelig planlagt at en slik transformatorstasjon skulle ligge ved Røssvassbukt (se rødt kvadrat i figur 6.6). Senere er det vurdert som et bedre alternativ å plassere denne på østsiden av Røssvatnet (åpent kvadrat i figur 6.6). Dette vil kunne redusere kostnadene for 132 kV linje, og dessuten gjøre det lettere å tilknytte flere av de planlagte kraftverkene som er lansert senere, på sørsida av Nord-Røssvatnet. Figur 6.6: Kartskisse, alternativ 2A Opprinnelig planlagt plassering vist med rødt kvadrat. Endret plassering vist med åpent kvadrat. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 60 Alternativ 4 I dette alternativet mates produksjonen i Krutåga-området inn mot sentralnettspunktet i Trofors transformatorstasjon (se figur 6.7). Dersom alternativ 4 velges, vil produksjonen i Nord-Røssvatn måtte mates inn mot Øvre Røssåga via egen nettløsning. Nettløsningen for Nord-Røssvatnet er ikke vist i figur 6.7 Figur 6.7: Kartskisse, alternativ 4 Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 6.3.3 Hovedrapport Side 61 Kraftverksprosjekter i Elsfjord. Drevvatn transformatorstasjon Det foreligger planer for flere kraftverksprosjekter i Elsfjord i Vefsn. Kvassteinåga er allerede tilknyttet distribusjonsnettet midlertidig, med en redusert maksimal effekt på 2,4 MW. Full produksjon er planlagt å bli på 3,8 MW og 13,6 GWh/år. Dessuten har Kinnfossen og Skravlåga kraftverk fått konsesjon. Kinnfossen er oppgitt til på 2,9 MW og 9 GWh/år, mens Skravlåga er på 5 MW og ca. 20 GWh/år. Det kan også bli aktuelt med andre mindre kraftverk i området. Det er ikke mulig å mate all denne produksjonen inn i eksisterende distribusjonsnett i området. Det er derfor søkt konsesjon på en transformatorstasjon. ved Drevvatn, i nærheten av eksisterende Kaldåga kraftverk. Dermed kan produksjonen mates inn på eksisterende regionalnetts-linje til Mosjøen sekundærstasjon. Dette kan medføre at transformatorkapasiteten i Mosjøen må økes. Den planlagte produksjonen vil føre til at regionalnettet blir fullastet ved full produksjon i alle kraftverk. Det vurderes derfor å oppgradere nettet fra Kaldåga til Mosjøen. Produksjonen i Elsfjord-området vil mates inn i trafostasjonen via en ca. 14 km lang kabel. Denne er allerede bygget, og brukes i dag til å mate den reduserte produksjonen i Kvassteinåga inn i distribusjonsnettet, via en midlertidig tilknytning. Foruten de 2,4 MW som allerede er tilknyttet nettet, er total produksjon i de konsesjonsgitte kraftverkene inkludert i summen oppgitt i kap. 6.2.4. 6.3.4 Kraftverksprosjekter i Leirskardal. Evt. transformatorstasjon Finnbakken I Leirskardal i Hemnes kommune har to kraftverk fått konsesjon: Leirelva og Tverråga. Installert effekt og årsproduksjon har variert noe i planene, men konsesjon er gitt på 3,5 MW og 14,2 GWh/år for Leirelva, og 3,1 MW og 11 GWh/år for Tverråga. Tre kraftverk til er konsesjonssøkt (og inngår dermed i scenariet middels utbygging): Melandsbekken på ca. 1,5 MW og 4,6 GWh/år, Jamtjordbekken på ca.1,2 MW og 4 GWh/år, samt Vollbekken på 1,6 MW og 4 GWh. Dessuten er Mørkbekken, på ca. 2,6 MW og 7,7 GWh, forhåndsmeldt. Av disse vil Vollbekken kunne mate direkte inn i distribusjonsnettet. I tillegg er det planer om utbygging av Durmålsbekken (4 MW og 16 GWh), men dette er uavklart pga. en konflikt mellom flere rettighetshavere. To muligheter for nettløsning har vært vurdert: Enten innmating til Nedre Røssåga kraftstasjon i Korgen (hvor det i såfall må monteres en ny transformator), eller tilknytning ved Bjerka kraftverk i Leirskardal. Det siste forutsetter enten direkte tilknytning til Statkrafts transformator i Bjerka kraftverk, eller etablering av en helt ny transformatorstasjon (Finnbakken transformatorstasjon), like ved kraftverket. I tillegg til produksjonsplanene nevnt over er Statkrafts planlagte kraftverk i Kjensvatn på 11 MW forutsatt å skulle mate inn i Bjerka kraftverk. Kjensvatn kraftverk er vedtatt bygd. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 6.3.5 Hovedrapport Side 62 Oppgradering/rehabilitering av Øvre og Nedre Røssåga Statkraft har vedtatt rehabilitering av Nedre Røssåga kraftverk. Det er også startet et forprosjekt for rehabilitering av Øvre Røssåga. Det er vedtatt et "trinn 1", der noen av aggregatene rehabiliteres. For de øvrige aggregatene er det ikke bestemt ennå om de skal rehabiliteres, eller om disse skal erstattes med et nytt, større aggregat. Dersom siste alternatriv velges, vil man oppnå en økt installert effekt på ca. 75 MW i Nedre Røssåga. I den forbindelse forventes det en produksjonsøkning på ca 160 GWh/år grunnet mindre falltap og bedre virkningsgrad på nytt utstyr. Rehabilitering av aggregatene i Nedre Røssåga er nå i gang, og man regner med ferdigstillelse ca. 2017. 6.3.6 Øvrige planlagte vannkraftverk I tillegg til prosjektene som er nevnt spesielt i kap. 6.3 er det rundt 50 andre planlagte vannkraftverk i utredningsområdet som for tiden er inne til behandling hos NVE. Disse har en forventet årsproduksjon på ca. 690 GWh og en installert effekt på ca. 200 MW til sammen. Omtrent halvparten av denne effekten kommer fra prosjekter i Nord-Rana. Disse er beskrevet i kap. 6.4.6, sammen med prosjekter på utredningsstadiet i samme område. 6.3.7 Trådskifte Langvatn – Svabo Det er planer om å skifte tråd på linjeforbindelsen Langvatn – Svabo for å øke overføringskapasiteten på forbindelsen. Det vil bli foretatt en tilstandsvurdering av eksisterende master for å fastslå om trådskifte kan utføres uten ytterligere tiltak. I såfall planlegges utskiftingen utført i 2013. 6.3.8 Sjonfjellet vindkraftverk To selskaper har meldt sin interesse for å etablere vindkraftverk på Sjonfjellet. Nord-norsk Vindkraft AS har meldt et vindkraftanlegg på Sjonfjellet, med inntil 124 vindmøller. Samlet ytelse er anslått til 436 MW, med en årsproduksjon på rundt 1300 GWh. Investeringskostnader er anslått til 3 - 4 milliarder kroner. Inkludert i meldingen (og tallene for ytelse og årsproduksjon) er et mindre vindkraftanlegg på Langset, nærmere sør-enden av Sjonfjellet. Her er det tenkt 4 vindmøller, f.eks. på 2 MW hver. Norsk Grønnkraft AS har meldt et vindkraftanlegg på Sjonfjellet. Ytelsen er anslått til opp mot 360 MW, med en årsproduksjon på om lag 1000 GWh. En vindpark på Sjonfjellet med en størrelse som angitt over vil medføre store investeringer i nettanlegg. Det er usikkert hvordan kraften vil bli transportert til sentralnettet. Dersom det blir stor utbygging av vindkraft generelt, er det høyst sannsynlig nødvendig med en ny sentralnettslinje nord-sør, og det kan da være aktuelt å knytte Sjonfjellet-kraften til denne. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 6.3.9 Hovedrapport Side 63 Mosjøen vindkraftverk Fred Olsen Renewables AS har konsesjonssøkt et vindkraftverk på Reinfjellet utenfor Mosjøen, i Vefsn og Grane kommune. Områdets totale størrelse er på ca. 30 kvadratkilometer. Investeringskostnader er anslått til 3,9 milliarder kroner. Det kan være aktuelt med inntil 105 vindmøller med en samlet ytelse på 315 MW og en årsproduksjon på ca. 900 GWh. 6.3.10 Stortuva og Kovfjellet vindkraftverk Nord-Norsk Vindkraft AS forhåndsmeldte i 2007 to vindkraftverk i Vefsn kommune: • Stortuva vindkraftverk har en anslått ytelse på omkring 69 MW, med en årsproduksjon på ca. 207 GWh. Investeringskostnader er anslått til 690 - 830 mill. kr. • Kovfjellet vindkraftverk har en anslått ytelse på omkring 57 MW, med en årsproduksjon på ca. 170 GWh. Investeringskostnader er anslått til 600 - 700 mill. kr. Vindparkene vil bli lokalisert i fjellområdet mellom Grytåvatnet og Sørnes ved Vefsnfjorden. 6.3.11 Kalvvatnan vindkraftverk Fred Olsen Renewables har konsesjonssøkt Kalvvatnan vindkraftverk i Bindal kommune, sør i Nordland. Antatt ytelse er på 216 MW, med en årsproduksjon på opp mot 680 GWh. Investeringskostnader er anslått til 2,7 milliarder kr. 6.3.12 Øyfjellet vindkraftverk Øyfjellet vindpark AS har forhåndsmeldt et vindkraftverk på Øyfjellet i Vefsn kommune. Antatt installert effekt er på 600 – 1000 MW (ca. 200 vindturbiner à 3 – 5 MW), med en årlig produksjon på 1,8 – 2,0 TWh. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 64 6.4 Prosjekter på utredningsstadiet Dette kapittelet omhandler prosjekter som det ennå ikke er levert noen forhåndsmelding eller konsesjonssøknad for. 6.4.1 Ny forbindelse fra Langvatn til sentralnettet Vannkraft-potensialet i Salten og på Helgeland kan gjøre det nødvendig med en ny forbindelse fra Langvatn kraftstasjon i Rana til sentralnettet. Dette utredes som et tiltak på lengre sikt, i tillegg til trådskiftet nevnt i kap. 6.3.7. 6.4.2 Renovering Trongsundet - Sømna Det er planer om renovering av linja mellom Sømna sekundærstasjon og nåværende avgreiningspunkt ved Strand, og videre mot framtidig plassering av Trongsundet sekundærstasjon (se kap. 6.2.1). Linja vil bli tilknyttet i Trongsundet når denne stasjonen står ferdig. 6.4.3 Renovering/oppgradering av ledning Mosjøen – (Leirosen) - Meisfjord Ut fra tilstandsvurdering av denne linja bør linetråden skiftes i løpet av en 10-års-periode. Det vurderes i den anledning å oppgradere linja slik at den får høyere overføringskapasitet. Dette kan være ønskelig både pga. planer om kraftutbygging og pga. planer om effektuttak fra ny industri. 6.4.4 Trafoskifte i Leirosen, samt flere felt Det er planer om flere nye kraftverk som forutsettes å mate inn i Leirosen transformatorstasjon. Dersom de fleste av disse blir realisert, vil det bli nødvendig å skifte ut transformatoren, og stasjonen må utvides med flere felt. 6.4.5 Ny transformator i Øvre Røssåga Statkraft har planer om å bygge om Øvre Røssåga kraftstasjon, og i den forbindelse er det aktuelt å installere en ny transformator for forsyning av distribusjonsnettet i området – samt for å kunne ta imot planlagt ny produksjon i området. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 6.4.6 Hovedrapport Side 65 Kraftverkprosjekter i Nord-Rana, samt 132 kV nettutbygging I Nord-Rana er det planer om en del små kraftverk. Figur 6.8 viser de mest konkrete prosjektene, gruppert etter område: A) Dunderlandsdalen/Randalen: Her er det produksjonsplaner på til sammen ca. 60 MW og 200 GWh/år. B) Grønnfjelldal: For disse kraftverkene tenkes det bygd et felles roduksjonsnett til eksisterende sekundærstasjon på Ørtfjell eller Storforshei. Total planlagt produksjon i område B er ca. 20 MW og 65 GWh/år. C) Storforshei: Småkraftverk i nærområdet rundt eksisterende sekundærstasjon på Storforshei vil kunne tilknyttes denne stasjonen via separate produksjonsradialer. Det er allerede flere små kraftverk i drift i dette området. Total planlagt produksjon i område C er ca. 15 MW og 50 GWh/år. D) Røvassdal: I dette området er det planer om til sammen ca. 45 MW og 140 GWh/år. Noen av de planlagte kraftverkene i Røvassdal vil kunne mate direkte inn i eksisterende distribusjonsnett, mens andre krever at det bygges nytt nett. To av prosjektene er av større omfang: Svartisvatnet kraftverk (også kalt Svartisdal) på om lag 30 MW og 93 GWh/år er meldt til NVE. Dessuten er det planer om et kraftverk i Blakkåga på ca. 11 MW. E) Langvatn-området: I dette området er det planer om produksjon på til sammen ca. 30 MW og 100 GWh/år. Av kraftverkene i dette området har Snefjellåga (2,7 MW og 7,9 GWh/år) og Leiråga (6,5 MW og 29,8 GWh/år) fått konsesjon. Snefjellåga vil kunne mate inn i distribusjonsnettet, forutsatt en ny kabelforbindelse. Leiråga kraftverk er imidlertid avhengig av at en av de to løsningene for 132 kV tilknytning (4 eller 5) blir realisert. De kraftverkene som er konsesjonssøkt i området er Gjervalåga (6,9 MW og 25,2 GWh/år), Bordvedåga (5,0 MW og 15,2 GWh/år) og Rausandaksla (5,5 MW og 14,5 GWh/år). Av disse ligger Gjervalåga egentlig utenfor utredningsområdet, i Rødøy kommune, men tenkes altså tilknyttet via Langvatn-området. Det er Mo Industripark (MIP) som er regionalnettseier i området mellom Saltfjellet og Svabo transformatorstasjon i Mo i Rana, og det er dermed MIP som har tilknytningsplikten på dette nettnivået. Det betyr at all produksjon i området som ikke kan tilknyttes distribusjonsnettet eller via HelgelandsKrafts koblingsstasjon i Storforshei vil måtte tilknyttes MIPs regionalnett, evt. via nye transformatorstasjoner og regionalnettslinjer som beskrevet over. Dette gjelder områdene A og D, og dessuten område B dersom tilknytning skjer direkte i transformatorstasjon, samt område E dersom tilknyting skjer mot Røvassdal og ikke mot Strupen. Vi gjør oppmerksom på at mange av produksjonsplanene som er beskrevet i dette kapittelet er usikre, og at andre alternativer kan være aktuelle. Med unntak av de kraftverkene som kan forsyne inn i eksisterende distribusjonsnett, vil utbyggingsplanene være gjensidig avhengig av hverandre, da de ikke vil kunne realiseres uten at det bygges regionalnettslinjer og transformatorstasjoner. En slik nettutbygging er tilsvarende avhengig av at mange nok prosjekter realiseres, slik at de totale nettkostnader pr. prosjekt ikke blir for store. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 66 Figur 6.8: Mulig nettløsning, småkraftverk i Nord-Rana. Sekundærstasjoner er vist med firkant (blå: eksisterende, rød: foreslått). Mulige nye linjer (132 kV) er vist med rød linje, mens eksisterende 132 kV-linjer er vist med blå linje. Mulige framtidige kraftverk er vist med grønn sirkel (eksisterende: blå sirkel). 6.4.7 Øvrige planlagte vannkraftverk I tillegg til kraftverk som er konsesjonssøkt eller meldt til NVE, er det til sammen over 90 kraftverksprosjekter på utredningsstadiet. Til sammen har disse en installert effekt på ca. 430 MW og en forventet årsproduksjon på over 1400 GWh. Disse tallene gir imidlertid et noe misvisende bilde av realisertbart potensial, da nesten 200 MW og ca. 580 GWh/år kommer fra planer og potensialkartlegginger innenfor området for forvaltningsplan Vefsna. Pga. vernet av Vefsna er det urealistisk at noe mer enn bare en mindre andel av dette vil bli realisert. I våre prognoser for stor utbygging (se kap. 5.1.2) har vi derfor anslått en øvre grense for det realiserbare potensialet i dette området lik en fjerdedel av det totale kartlagte potensialet. Med dette som forutsetning, får vi at kraftverk på utredningsstadiet totalt representerer ca. 290 MW og 990 GWh/år. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland 6.4.8 Hovedrapport Side 67 Ny transformatorstasjon i Sandnessjøen Det er for tiden stor byggeaktivitet ved oljebasen/industriområdet Horvnes i Sandnessjøen, og det forventes en relativt stor forbruksvekst der. Pga. denne veksten vurderes det å bygge en ny transformatorstasjon i Sandnessjøen, i nærheten av industriområdene i Strendene og Horvnes. 6.4.9 Mulige endringer hos Alcoa Mosjøen Det eksisterer planer for å utvide aluminiumsproduksjonen i Mosjøen, skjønt de er ikke veldig aktuelle pr. i dag. Dersom det bygges ny produksjonshall, må det anskaffes en ny likeretter med nye hovedtransformatorer m.m. 6.4.10 Termisk kraftverk, Mo i Rana Det finnes planer om å etablere et termisk kraftverk på Mo Industripark sitt område. Dette vil ha potensial til å produsere i overkant av 200 GWh/år og er kostnadsberegnet til ca. 400 mill. kr. Pr. i dag er det usikkert hvorvidt dette vil bli realisert. Prosjektet er beskrevet mer i detalj i lokal energiutredning for Rana kommune. 6.4.11 Elektrifisering av oljeinstallasjoner på norsk sokkel Stortinget vedtok i 1996 følgende: "Ved alle nye feltutbygginger skal det legges fram en oversikt over energimengden og kostnadene ved å elektrifisere innretningen framfor å bruke gassturbiner." NVE og OD (Oljedirektoratet) utarbeidet en rapport om emnet i 2002. I januar 2008 forelå en oppdatert versjon av denne ("Kraft fra land til norsk sokkel"), utarbeidet av de to ovennevnte direktorater samt Petroleumstilsynet og Statens Forurensningstilsyn. Utenfor kysten av Helgeland er det gjort flere funn som kan bli utbygd i løpet av utredningsperioden, f.eks. Victoria (vest av Brønnøysund) og Stetind (vest av Lurøy). I ovennevnte rapport nevnes Tjeldbergodden som et naturlig utgangspunkt for kraftforsyning til Norskehavet (som de to ovennevnte feltene ligger i). Man kan imidlertid ikke utelukke at ett eller flere felt kan bli forsynt fra Helgeland. Hvilket energi- og effektbehov det i så fall vil bli snakk om er usikkert, men et behov på 500 1000 GWh/år for hvert av feltene har vært antydet, med et relativt jevnt forbruk. Med en brukstid på 6250 timer vil det tilsvare 80 - 160 MW pr. felt. I kraftsystemutredningens scenarier for effekt- og energiforbruk er kraftbehovet fra eventuelle oljeinstallasjoner ikke tatt med. Eventuell inkludering i scenarier vil bli vurdert på nytt i senere utgaver av kraftsystemtutredningen. Kraftsystemutredning 2012 - 2030 Helgeland Hovedrapport Side 68 6.5 Sanering av bestående anlegg 6.5.1 Sanering av produksjonsanlegg I forbindelse med oppgradering av produksjonsanleggg kan deler av kraftstasjoner bli sanert. Dette er nærmere omtalt i grunnlagsrapporten. 6.5.2 Sanering av nettanlegg Deler av Tilrem sekundærstasjon vil bli sanert i forbindelse med ombyggingen av stasjonen. Det foreligger planer for sanering av deler av anleggene i kraftstasjonene Øvre og Nedre Røssåga samt i Marka transformatorstasjon. I alle tilfellene vil anlegget i så fall bli erstattet med nytt anlegg. Tabell 6.2 viser oversikt over ledningsanlegg som er planlagt sanert i utredningsperioden. Utover dette foreligger det ingen konkrete planer for sanering av ledningsanlegg. Utbygger Prosjekt HK Sør- Helgeland HK Sør- Helgeland HK Sør- Helgeland Navn på anlegg Type anlegg Ausa – Luftlinje Langfjord Strand – Luftlinje Tilrem Langfjord Luftlinje – Trongsundet Lengde (km) 35,0 16,2 7,9 Del av eksisterende Grytåga – Langfjord Langfjord – Tilrem Langfjord – Tilrem Tabell 6.2: Sanering av bestående ledningsanlegg Kostnad (mill. kr) 17,3 1,5 0,8 Tiltaksoversikt Tiltak Prosjekter i Kapittel 6.1 Pågående 6.2 Vedtatt / innv. 6.3 Konkret 6.4 Utr.stadiet 6.5 Sanering Prosjekttype utredningsområdet Nybygging 6.1.1 6.1.2 Ledning Grytåga - Alsten Vannkraftverk (3 stk) Renovering av linje Vannkraft 6.2.1 6.2.2 6.2.2 6.2.3 6.2.4 6.2.5 6.2.6 Kraftforsyning Sør-Helgeland Kraftv. ved Lande (1 innv., 3 kons.søkt, 2 utr.) Lande transformatorstasjon Ny transformatorstasjon ved Nedre Røssåga Øvrige vannkraftverk vedtatt/innvilget (28) Tilknytning av vindkraft fra Ytre Vikna i Kolsvik Vannkraftprosj. nord for Sjona (midtre Nordland) Nytt linjenett Vannkraft Ny trafo Ny trafo Vannkraft Ny trafo Vannkraft x x x x x x 6.3.1 6.3.1 6.3.2 6.3.2 6.3.2 6.3.3 6.3.3 6.3.4 6.3.4 6.3.5 6.3.6 6.3.7 6.3.8 6.3.9 6.3.10 6.3.10 6.3.11 6.3.12 Kraftv. i Tosbotn (4 innv, 2 kons.søkt) Nett for prod. Tosbotn Krutåga (Røssvatn) Øvrige kraftverk, Røssvatn (3 innv, 3 søkt, 11 utr.) Nett for prod. Røssvatn Kraftverk i Elsfjord (3 innv.) Drevvatn transformatorstasjon Kraftverk i Leirskardal (3 innv, 4 kons.søkt, 2 utr.) Finnbakken trafost. eller ny trafo, Bjerka kr.v. Oppgradering Øvre/Nedre Røssåga (kraftverkene) Andre vannkraftverk som er kons.søkt/meldt (47) Trådskifte Langvatn - Svabo Sjonfjellet Mosjøen (Reinfjellet) Stortuva Kovfjellet Kalvvatnan Øyfjellet Vannkraft Nytt linjenett Vannkraft Vannkraft Nytt linjenett Vannkraft Ny trafo Vannkraft Ny trafo Vannkraft Vannkraft Nytt linjenett Vindkraft Vindkraft Vindkraft Vindkraft Vindkraft Vindkraft x x x x x x x x x 6.4.1 6.4.2 6.4.3 6.4.4 6.4.5 6.4.6 6.4.6 6.4.7 6.4.8 6.4.9 6.4.10 6.4.11 Ny forbindelse fra Langvatn til sentralnettet Ledning Trongsundet - Sømna Ledning Mosjøen - Meisfjord Trafoskifte Leirosen samt flere felt Direkte transformering, Øvre Røssåga Kraftverk i Nord-Rana (3 innv. 13 søkt, 21 utr.) Nett for prod. Nord-Rana Øvrige små kraftverk som utredes (ca. anslag) Ny trafostasjon i Sandnessjøen Utvidelser hos Alcoa samt nye hovedtrafoer Termisk kraftverk, Mo Elektrifisering av oljeinstallasjoner på norsk sokkel Nytt linjenett Renovering av linje Renovering av linje Ny trafo, etc. Ny trafo Vannkraft Nytt linjenett Vannkraft Ny trafo Trafo, kabel m.m. Varmekraft Sjøkabel m.m. 6.5.1 6.5.2 Produksjonsanlegg Nettanlegg Sanering Sanering Nettanlegg Renov. Linje/ Utsk. kabel x x Trafostasj. Prod.anlegg Komp/ filter x Vannkraft kraft x Mulig Antatt prod. Annet kraft Effekt Energi (MW) x idriftsatt (GWh/år) 11 x 5 x x x 2) (Mkr) 2012 71 2015 100 - 115 2013 2014 ca. 30 ca. 20 2012 ? 2014 2014 2016 ca. 140 ca. 60 365 - 700 2018 90 - 120 2013 ca. 30 2014 2017 20 - 35 ? 2013 2018 2018 2016 2016 ? ? ? 3000 - 4000 ca. 3900 690 - 830 600 - 700 2 700 ? 3) 13 x x 106 30 56 395 100 216 x 23 74 x x 35 - 64 12 162 - 190 48 x 1) Invest.beløp 41 x x x x x x 7 20 x x x x x x x x x x x x x x x x 207 671 436 315 69 57 216 600 1 308 959 207 170 680 1 800 x x x x x x x x x x x x x x Vind- x x x ? 2017 2017 2016 ? x x x x x 63 230 x 224 760 x x x x x 25 200 x x x 1) Årstall for idriftssettelse er grove antakelser. 2) Investeringsbeløpene er verken diskontert til nåtidspunktet eller inflasjonsjustert, men referert direkte til investeringsåret. Det betyr at kostnadene for de ulike prosjektene ikke er direkte sammenlignbare. Noen av prosjektene strekker seg dessuten over flere år. Når det gjelder produksjon er nettkostnader inkludert i en del av prosjektene. Sjekk utredningen for detaljer om dette. For noen av prosjektene er investeringskostnadene noen år gamle, og derfor ikke helt ajour. Sjekk utredningen for detaljer om dette. 3) Inkludert diverse saneringskostnader NB: Produksjonstallene som er oppgitt i konkrete prosjekter refererer kun til de av kraftverkene som har samme status som kapittelet de er plassert i (oppgitt med fete typer i tekstbeskrivelsen). ? ca. 190 ? ? ? ? 250 400
© Copyright 2024