På nett med framtida - THEMA Consulting Group

Transcription

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

På nett med framtida - THEMA Consulting Group

Transcription

Similar documents

Elsertifikatmarkedet: Svenskene rydder i eget reir, men er det nok?

Alle leietakere

NORWEA v/ Andreas Thon Aasheim

NVE rapport 2015-7 - THEMA Consulting Group

Erfaringar med planlegging og bruk av klimavenlege hus i Tromsø v

INVITASJON til LØFT-SEMINAR

Innledning Johanne Sæther Houge

Gassens rolle i Europa

f - Dzulqarnain.Net

På nett med framtida - kraftnettets betydning for verdiskaping

Pearl Consulting blir Norwegians nye “co-pilot”

CURRICULUM VITAE - Christian Osther

RAMS og sikkerhetsstyring jernbane

Merit, Møre Trafo

QUIZ VINDKRAFT

CV Øyvind Bugge Solheim

Thema emnekategorier

Går Fjordkraft etter i sømmene Boligen CO2

Vi har Europas beste vindressurser - bli med å

2005-04 - Voltmag.no

Thema emnekategorier

Norsk økonomi - Samfunnsøkonomisk analyse