Kraftsystemutredning Helgeland Hovedrapport

Transcription

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

Kraftsystemutredning Helgeland Hovedrapport

Transcription

Similar documents

Les.. - Hålogaland Kraft

Helgelendingen nr 1 2011

Regn med oss nr 4

Helgelendingen nr 1 2014

Regn med oss nr 1

fagartikkel (1

Helgelendingen nr 3 2011

Helgelendinge nr 1 2012

PROGRAM - Fru Haugans Hotel

Helgelendingen nr 3 2012

Motstander av bevæpning

Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2011 – 2030