Kraftsystemutredning Helgeland Hovedrapport

Transkript

1 Kraftsystemutredning Helgeland

2

3 Helgeland Side 3 1. INNLEDNING Bakgrunn for utredningen Presentasjon av Helgeland Kraft Forkortelser BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN NINGSPROSESSEN Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET EDNINGSARBEIDET Mål for det framtidige kraftsystemet NASJONALE MÅLSETNINGER DE NASJONALE MÅLENES BETYDNING FOR KRAFTSYSTEMET LOKALE MÅLSETNINGER FOR KRAFTSYSTEMET Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger TEKNISKE FORUTSETNINGER ØKONOMISKE FORUTSETNINGER MILJØMESSIGE FORUTSETNINGER BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM Dagens anlegg PRODUKSJONSANLEGG OVERFØRINGS- OG TRANSFORMERINGSANLEGG NETTDELING, SYSTEMJORDING OG KOMPENSERING DRIFT ENERGIFLYT I VIKTIGE UTVEKSLINGSPUNKTER OVERFØRINGSKAPASITETER ALDER OG TILSTAND LEVERINGSPÅLITELIGHET OG FORSYNINGSSIKKERHET SPENNINGSKVALITET Elektrisitetsproduksjon on HISTORISK ENERGIUTVIKLING HISTORISK EFFEKTUTVIKLING Elektrisitetsforbruk HISTORISK ENERGIUTVIKLING HISTORISK EFFEKTUTVIKLING Andre energibærere FJERNVARMENETT ANDRE ENERGIKILDER... 34

4 Helgeland Side PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET Særegne forhold innen utredningsområdet GEOGRAFISKE OG TOPOGRAFISKE FORHOLD STØRRE INDUSTRIKUNDER EIER- OG DRIFTSFORHOLD ALTERNATIVER TIL INVESTERINGER I OMRÅDEKONSESJONÆR SITT NETT BEFOLKNING FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD Alternativer for utvikling PROGNOSER FOR FORBRUK PROGNOSER FOR PRODUKSJON EFFEKT- OG ENERGIBALANSER SCENARIER UTVIKLING AV ENERGIBRUK PÅVIRKNING PÅ NETTET DRIVERE/FAKTORER FOR FRAMTIDIG UTVIKLING FORBRUKERFLEKSIBILITET Nettanalyser, dagens situasjon TUNGLAST NETTKAPASITET FOR NY PRODUKSJON KAPASITET FOR STØRRE KRAFTVERK Nettanalyser, framtidige situasjoner LASTFLYTANALYSER, SCENARIER FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV Pågående arbeid KRAFTUTBYGGING I TOSBOTN OPPGRADERING/REHABILITERING AV ØVRE OG NEDRE RØSSÅGA VANNKRAFTPROSJEKTER NORD FOR SJONA (MIDTRE NORDLAND) VASSENDEN KRAFTVERK ØVRIGE KRAFTVERK UNDER BYGGING OMBYGGING I LANGFJORD MERKING AV FJORDSPENN OVER TOSENFJORDEN Vedtatte tiltak og anlegg som har fått innvilget konsesjon ØYFJELLET VINDKRAFTVERK NY TRANSFORMATOR I TILREM OMBYGGING AV LEIROSEN MEISFJORD TIL 132 KV. NY MEISFJORD TRANSFORMATORSTASJON OMBYGGING AV DREVVATN LEIROSEN TIL 132 KV. UTVIDELSER LEIROSEN PLANLAGTE VANNKRAFTVERK YTRE VIKNA VINDKRAFTVERK (NORD-TRØNDELAG) TILKNYTNING TIL KOLSVIK (HELGELAND) Konsesjonssøkte tiltak samt konkrete planer UTVIDELSER HOS ALCOA MOSJØEN MO TRANSFORMATORSTASJON (TIDL. LANGVATN) NYE TRANSFORMATORER HOS MO INDUSTRIPARK (SVABO/GULLSMEDVIK)... 53

5 Helgeland Side KRAFTUTBYGGING VED RØSSVATNET, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING UTVIDELSER I RANA KRAFTVERK ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK SJONFJELLET VINDKRAFTVERK Prosjekter på utredningsstadiet KRAFTVERKPROSJEKTER I NORD-RANA, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING NY TRANSFORMATOR I GRYTÅGA KRAFTVERK ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK RENOVERING TRONGSUNDET SØMNA. NY/OMBYGGET SØMNA SEKUNDÆRSTASJON OMBYGGING AV KALDÅGA/DREVVATN HOLANDSVIKA MOSJØEN TIL 132 KV FORBEDRET OVERFØRINGSKAPASITET MELLOM REGIONAL- OG SENTRALNETT I RANA NY TRANSFORMATORSTASJON I SANDNESSJØEN NY FORBINDELSE STRENDENE - MEISFJORD NY SPOLE I 132 KV-NETTET SJONA TRANSFORMATORSTASJON REHABILITERING AV SJØKABEL NESNA LEVANG UTVIDELSER AV REGIONALNETTET I MOSJØEN NY TRANSFORMATORSTASJON I TROFORS-OMRÅDET Øvrige prosjekter omtalt i forrige utredning MOSJØEN VINDKRAFTVERK KALVVATNAN VINDKRAFTVERK STRUPEN TRANSFORMATORSTASJON TERMISK KRAFTVERK, MO I RANA ELEKTRIFISERING AV OLJEINSTALLASJONER PÅ NORSK SOKKEL Sanering av bestående anlegg SANERING AV PRODUKSJONSANLEGG SANERING AV NETTANLEGG REFERANSER VEDLEGG 1. TILTAKSOVERSKT 2. KAPASITET TIL NY PRODUKSJON, PR. KOMMUNE

6 Helgeland Side 6 1. Innledning Kapittelet beskriver noe av bakgrunnen for utredningen og gir en kort presentasjon av Helgeland Kraft AS (HK). 1.1 Bakgrunn for utredningen Ordningen med regional kraftsystemplanlegging ble gjort gjeldende fra 1. januar 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. Helgeland Kraft 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. I perioden ble det årlig utarbeidet kraftsystemutredninger. Ved ny revisjon av forskriften gjeldende fra skal kraftsystemutredningen heretter utarbeides annet hvert år, første gang i Ovennevnte innebærer at Helgeland Kraft annet hvert år skal utarbeide en oppdatert kraftsystemutredning for Helgeland. Utredningen skal oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat. Arbeidet skal utføres i samarbeid med andre konsesjonærer i utredningsområdet. En del av sakene og opplysningene som kraftsystemutredningen omtaler er unntatt offentlighet. Det er f.o.m derfor utarbeidet to forskjellige dokumenter: En hovedrapport som er allment tilgjengelig samt en grunnlagsrapport som ikke er offentlig tilgjengelig. 1.2 Presentasjon av Helgeland Kraft Helgeland Kraft AS er pålagt å ha det overordnede ansvar for utarbeidelse og ajourhold av kraftsystemutredning for regionen Helgeland i Nordland fylke. Helgeland Kraft er et interkommunalt energiselskap som eies av følgende kommuner på Helgeland: 1 Alstahaug 6 Hemnes 11 Sømna 2 Brønnøy 7 Herøy 12 Vefsn 3 Dønna 8 Leirfjord 13 Vevelstad 4 Grane 9 Nesna 14 Vega 5 Hattfjelldal 10 Rana Konsesjonsområdet omfatter hele Helgeland unntatt kommunene Træna, Rødøy, Lurøy og deler av Bindal. Området dekker et areal på ca km 2.

7 Helgeland Side 7 Helgeland Kraft er et vertikalintegrert selskap, organisert i de tre forretningsområdene produksjon, nett og marked (omsetning). Selskapet har omkring 275 ansatte. Hovedadministrasjonen ligger i Mosjøen. Fra 1. mars 2001 til 30. juni 2014 het selskapet HelgelandsKraft AS. I 2018 skal etter planen selskapet omdannes til konsern; hvert av de tre forretningsområdene vil da få egne selskap. Nettvirksomhetens selskap vil hete Helgeland Kraft Nett AS. 1.3 Forkortelser Følgende forkortelser er brukt i utredningen: AM Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen EAM) SEfAS Sintef Energiforskning AS HK Helgeland Kraft 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

8 Helgeland 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): 1. Statkraft (SK) 2. Statnett (SN) 3. Helgeland Kraft (HK) 4. Mo Industripark (MIP) 5. Alcoa Mosjøen (AM, tidl. Elkem Aluminium Mosjøen) I grensesnittet mot nord samarbeider Helgeland Kraft 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 eide Statnett også en betydelig del av regionalnettet i området, det såkalte R2-nettet ble dette nettet overdratt til Helgeland Kraft. Helgeland Kraft 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.

9 Helgeland Side 9 I hht. 10 i Forskrift om energiutredninger er det valgt et kraftsystemutvalg for utredningsområdet. Ved siste regionale kraftsystemmøte i Mosjøen ble følgende valgt: Statkraft v/ Øystein Johansen Statnett (som konsesjonær) v/ Bjørn Hugo Jenssen Helgeland Kraft v/ Gisle Terray Mo Industripark v/ Odd Husnes. Alcoa Mosjøen v/ Steinar Ottermo Etter dette er det blitt avholdt to møter i kraftsystemutvalget og Kraftsystemutvalget har for øvrig bistått utredningsansvarlig med skriftlig og muntlig informasjon i arbeidet med utredningen. Også utenom møter i kraftsystemutvalget avholder Helgeland Kraft 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 (sør for Helgeland), mens Nordlandsnett har ansvar for kraftsystemutredning for Midtre Nordland (nord for Helgeland). Helgeland Kraft samarbeider med disse i forbindelse med utarbeiding av kraftsystemutredningen. 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer I henhold til 3 i forskrift om energiutredning skal utredningsansvarlig på forespørsel fra kommunen bistå med informasjon om energiforsyningen i kommunen som er relevant i kommunal klima- og energiplanlegging. Motsatt vei innhenter utredningsansvarlig informasjon fra kommunens planer, ved behov. HK har tidligere utarbeidet lokale energiutredninger for alle de 14 kommunene i selskapets konsesjonsområde. Informasjonsutveksling med kommunene foregikk da hovedsaklig gjennom arbeidet med energiutredningene, og disse ble igjen ble brukt som underlag for KSU (reguleringsplaner, næringsetablering, energiforbruk, prognoser, etc). Fra oktober 2015 opphørte ordningen med lokale energiutredninger. Aktuell informasjon fra kommunene må dermed innhentes direkte under KSU-arbeidet, ved behov. Informasjonsplikten overfor kommunene (jf. 3) gjelder for øvrig som før.

10 Helgeland Side 10 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet Nasjonale målsetninger Generelt I januar 2013 la EU fram et forslag til klima- og energirammeverk I 2015 sendte regjeringen inn en selvstendig forpliktelse til FNs klimakonvensjon med bl.a. følgende punkter: Norge vil påta seg en betinget forpliktelse om minst 40 % utslippsreduksjon i 2030 sammenlignet med Norge vil gå i dialog med EU om å inngå en avtale om felles oppfyllelse av klimaforpliktelsen sammen med EU, med et klimamål på minst 40 % i 2030 sammenlignet med 1990-nivået. I OEDs Energimelding 2015 [1] er det definert fire satsingsområder for energipolitikken fram mot 2030: Styrket forsyningssikkerhet. Lønnsom fornybarproduksjon. Mer effektiv og klimavennlig bruk av energi. Næringsutvikling og verdiskaping gjennom effektiv utnyttelse av lønnsomme fornybarressurser. Plan- og bygningsloven Ny teknisk forskrift (TEK17) til Plan- og bygningsloven trådte i kraft 1. juli Her heter det i 14-4: 1. Det er ikke tillatt å installere varmeinstallasjon for fossilt brensel. 2. Bygning med over m² oppvarmet BRA skal a. ha energifleksible varmesystemer og b. tilrettelegges for bruk av lavtemperatur varmeløsninger. 3. Kravene i annet ledd gjelder ikke i småhus. 4. Boenhet i småhus skal oppføres med skorstein. Kravet gjelder ikke dersom a. boenheten oppføres med vannbåren varme, eller: b. årlig netto energibehov til oppvarming ikke overstiger kravet til passivhus, beregnet etter Norsk Standard NS 3700:2013 Kriteriet for passivhus og lavenergibygninger Boligbygninger.

11 Helgeland Side 11 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. Det er dessuten spesifisert unntak og krav til særskilte tiltak, avhengig av bygningens størrelse. Disse kravene er i overensstemmelse med EUs bygningsdirektiv, som ble gjort gjeldende fra og med januar Det gis offentlig støtte gjennom Enova ved utskifting av oljekjel til alternative energikilder. Dette støttebeløpet halveres i 2019, og avvikles helt når forbudet trer i kraft i Elsertifikater Elsertifikater er en støtteordning for kraft produsert fra fornybare energikilder. Strømkundene finansierer ordningen over strømregningen gjennom at kraftleverandørene legger elsertifikatkostnaden inn i strømprisen. Fram til 2020 skal Sverige og Norge øke kraftproduksjonen basert på fornybare energikilder med 28,4 TWh. Ordningen innebærer at kraftprodusenter som investerer i fornybar energi, kan få elsertifikater, slik at det blir mer lønnsomt å investere i produksjonen av fornybar strøm. Dette bidrar dermed til at målene om mer fornybar strøm kan nås. I forbindelse med behandlingen av Prop. 97 L ( ) om endringer i lov om elsertifikater vedtok Stortinget å utvide overgangsordningen under elsertifikatordningen, en justering av elsertifikatkvotene og en forlengelse av sluttdatoen for når anlegg må være idriftsatt for å kvalifisere for rett til elsertifikater. Forlengelse av sluttdatoen til 2021 reduserer risikoen ved forsinkelse for prosjekter som er planlagt idriftsatt i Kraftverk som godkjennes i ordningen får tildelt elsertifikater i inntil 15 år. Norske kraftverk må altså settes i drift innen utgang av 2021 for å bli godkjent i ordningen. I Sverige er det vedtatt å videreføre ordningen med en ny nasjonal målsetning mellom 2020 og Kostnadssignaler ved nettilknyting For å bidra til mer effektiv lokalisering av produksjon og forbruk, vurderer NVE mulige tiltak for å gi bedre signaler om kostnadene ved å etablere seg ulike steder i nettet [1]. To aktuelle tiltak kan være å åpne for økt bruk av anleggsbidrag også på høyere nettnivå, og en adgang for nettselskapene til å ta betalt for utredningskostnader ved planlegging av nettiltak. Bruk av fossile brensler i boliger Regjeringen har innført forbud mot fyring med fossil olje i boliger, offentlige bygg og næringsbygg fra Forbudet gjelder både hovedoppvarming (grunnlast) og tilleggsoppvarming (spisslast). Vern av Vefsna-vassdraget I 2009 ble Vefsna tatt inn i Verneplan for vassdrag. 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 utarbeidet en forvaltningsplan med gradering av vern med egne kriterier for behandling av vannkraftplaner.

12 Helgeland Side 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 Siden 2001 er i alt 45 mindre vannkraftverk ferdig bygd eller under utbygging på Helgeland, med en samlet installert effekt på ca. 130 MW og en samlet årsproduksjon på ca. 480 GWh. I tillegg har 34 prosjekter fått konsesjon (165 MW og 465 GWh/år), mens 12 prosjekter er omsøkt (85 MW og 230 GWh/år). Det er nok imidlertid bare noen få av disse som vil kunne realiseres i tide til å dra nytte av elsertifikantordningen som utgår i Men det er altså fremdeles et stort potensial på Helgeland, og rammebetingelser etter 2021 vil være avgjørende for en evt. fortsatt utbygging. En del av prosjektene er konsentrert i noen få områder, så en eventuell realisering kan gjøre det nødvendig med bygging av 132 kv-nett med flere transformatorstasjoner. Potensiell produksjon er dessuten så pass omfattende at dette, sammen med andre prosjekter (vindkraft og større vannkraftanlegg), kan medvirke til å øke flaskehalsproblematikk i regionalnettet og helt opp i sentralnettet. Vindkraft Til tross for at flere vindkraftverk har vært konsesjonssøkt på Helgeland, har så langt ingen blitt realisert. Nå er det imidlertid mulig at det blir bygget et vindkraftverk på Øyfjellet ved Mosjøen, med installert effekt på opptil 400 MW og årsproduksjon på drøyt 1100 GWh. Anlegget planlegges tilknyttet sentralnettet i Marka trafostasjon, via en separat 132 kvforbindelse. 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. I Energimeldingen 2015 legger regjeringen opp til å fjerne konsesjonsordningen for fjernvarme etter energiloven og gjennomføre nødvendige tilpasninger i regelverket. Behandlingen av fjernvarmesaker vil i så fall i stedet bli regulert gjennom plan- og bygningsloven.

13 Helgeland Side 13 Bioenergi Det har vært liten satsing på bioenergi i landsdelen så langt. 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 bare en andel kan tas inn gjennom økning av inntektsrammen. Resultatet er at nettselskapet får redusert sin effektivitet som følge av nettinvesteringer som gjelder småkraftutbygging. På Helgeland er det eksempler på at omfattende småkraftutbygging kan føre til behov for investeringer i regionalnettet. 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 Lokale målsetninger for kraftsystemet Her presenterer mål ved Helgeland Kraft, som er områdekonsesjonær i tilnærmet hele utredningsområdet. Disse inkluderer bl.a. (fra strategisk plan, 2015): I prioritering av tiltak ut fra forsyningssikkerhet er KILE-konsekvenser (kvalitetsjustert inntektsramme ved ikke levert energi) retningsgivende. Anleggsbidrag med bunnfradrag benyttes i samsvar med HK retningslinjer ihht. NVE forskrifter. 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.

14 Helgeland Side 14 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. Mål som gjelder tap Forskjeller i tapskostnader blir tatt med ved sammenligning av investeringsalternativer. Man vil dessuten tilstrebe en nettdrift som gir minst mulig nettap, men også andre hensyn vil legge føringer for 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 (uten effekttapsledd). Øvrige kostnadsfaktorer vurderes i all hovedsak bedriftsøkonomisk. Det forutsettes således at samfunnsmessige interesser ivaretas gjennom KILE-satsene.

15 Helgeland Side Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Målsettingen med utredningen er å presentere det regionale kraftsystemet på Helgeland, slik det er i dag og slik det antas å bli i framtiden. Hovedstrukturen i utredningen er basert på forslag i NVE publikasjon nr : Veileder for kraftsystemutredninger. Innholdet i utredningen er basert på føringer i forskrift om energiutredninger ovennevnte veiledning e-poster og brev fra NVE i forbindelse med utredningsarbeidet, inkl. forventningsbrev for årets utredning veiledningsmatriale som ligger på NVEs nettsider. Utredningen skal bl.a. inneholde opplysninger om: Aktører i det regionale kraftsystemet Kraftbalansen i regionen med oversikt og vurdering av potensielle nye prosjekter Oversikt over dagens kraftsystem med beskrivelse av sårbarhet, reserver, kapasiteter, etc. Oversikt over planlagte prosjekter for framtidige utbygginger og forsterkninger av systemet. Innholdet i utredningen skal være et hjelpemiddel for saksbehandlere hos NVE, aktører i sentral- og regionalnett, kommuner, fylkesmann og eventuelle samarbeidspartnere til disse. Et viktig moment i dette er at utredningen skal være et hjelpemiddel for behandling av konsesjonssøknader i det regionale kraftsystemet. Målsettingen er at utredningen skal være et dokument som skal benyttes aktivt. Utredningen skal fremme planmessig og kostnadseffektiv utbygging av regionalnettet. Utredningen beskriver dagens kraftsystem og energi- og effekttilgang samt forventet framtidig kraftsystem og energi- og effektutvikling fram mot Mini-, mikro- og småkraftverk er inkludert både mht. historiske data og framtidig utvikling, selv om de ikke mater inn direkte i regionalnettet. Det samme gjelder store kraftverk som mater inn i sentralnettet. En del av sakene og opplysningene som kraftsystemutredningen omtaler er underlagt taushetsplikt. Det er derfor utarbeidet to forskjellige dokumenter: En hovedrapport som er allment tilgjengelig og en grunnlagsrapport som ikke er offentlig tilgjengelig. 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. Aktører som søker om konsesjon for elektriske anlegg i området må vise til utarbeidet kraftsystemutredning. Søknader fra andre interessenter som ønsker konsesjon, skal forelegges Helgeland Kraft til uttalelse dette for å sikre at anlegget sees i sammenheng med det øvrige kraftsystemet.

16 Helgeland Side Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger Tekniske forutsetninger Temperaturkorrigering av last Den kraftkrevende industrien har stått for ca. 80 % av det elektriske energiforbruket i utredningsområdet den siste 10-års-perioden, og temperaturfølsomheten til denne industrien antas å være lik null. Annet energiforbruk er imidlertid (i oversendt excel-fil til NVE) temperaturkorrigert med utgangspunkt i graddagstall oppgitt hos Enova, og effektuttak i tunglasttimen er (i samme excel-fil) temperaturkorrigert ut fra tre-døgns middeltemperatur. Prognosering av last Dette er omtalt i kapittel 5. Analyser Ved vurdering av investeringsprosjekter foretas teknisk-økonomiske beregninger som nevnt i kap Disse er bl.a. basert på lastflyt-, taps- og KILE-beregninger i Netbas. 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 aktuell last. Lastflytanalyse i distribusjonsnett brukes også til å vurdere spenningsforhold 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. Overføringsgrenser Kriteriene for bestemmelse av overføringskapasitet ble revurdert av Helgeland Kraft (HK) før 2011-utgaven av kraftsystemutredningen. HK kom fram til at man for selskapets ledninger som hovedregel skal benytte forutsetningene som er listet opp i IEC 1597 ( ) [2], Annex A, bortsett fra at man benytter faktisk dimensjonerende linetemperatur for hver ledning i stedet for det som forutsettes i Annex A i [2] (80 gr. C samt 100 gr. C). Den dimensjonerende linetemperaturen varierer fra anlegg til anlegg. Stort sett er den 50 gr. C for Helgeland Kraft sine regionalnettsledninger, men en del eldre ledningsanlegg er dimensjonert for 40 gr. C, mens en del nyere ledningsanlegg er dimensjonert for 80 gr. C. Å regne ut strømgrenser er en prosess som involverer mange variabler. Særlig vindhastighet (på tvers av line) har stor innvirkning på beregnet strømgrense. Ovennevnte IEC-anneks legger til grunn 1 m/s, men det kan være verdt å merke seg at 0,6 m/s også er en mye brukt verdi i denne sammenheng, noe som resulterer i en god del lavere strømgrense-verdier.

17 Helgeland Side 17 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 spenningsgrenser og termisk grenselast er blant kriteriene som legges til grunn. Det har imidlertid blitt stadig viktigere å ha en høy grad av fleksibilitet i regionalnettet, med tanke på ulike driftsbilder og framtidig kraftutbygging som i stadig større grad er distribuert utover i nettet. Dette har ført til at man nå normalt velger høyere tverrsnitt for maskeforbindelser i regionalnettet enn det som var tilfelle tidligere. Også økte krav til fysisk dimensjonering drar i samme retning. Overføringsforbindelsene i regionalnettet på Helgeland er for det meste luftledninger; i enkelte få tilfeller benyttes jord- eller sjøkabler. 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 stasjonen eller tilgrensende anlegg. Fysisk dimensjonering ivaretas gjennom gjeldende forskrifter. Forskrift om elektriske forsyningsanlegg ble fastsatt av Direktoratet for samfunnssikkerhet 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 Økonomiske forutsetninger Kalkulasjonsrente Det brukes en kalkulasjonsrente på 4,0 %, i henhold til NVEs anbefalinger (jf. rundskriv R- 109/14 "Prinsipper og krav ved utarbeidelse av samfunnsøkonomiske analyser mv." fra Finansdepartementet, datert ). I analyser gjort før 2014 er det brukt en kalkulasjonsrente på 4,5 %. Analyseperioden er satt til 40 år, utfra de samme anbefalingene. Tidligere ble det brukt 30 år.

18 Helgeland Side 18 Teknisk levetid, økonomisk levetid og analyseperiode Med teknisk levetid forstår vi tidsrommet fra et anlegg bygges til det ikke lenger oppfyller sin tekniske funksjon. Den økonomiske levetid er her forutsatt å være lik avskrivningstiden, og etter en gjennomgang av alders- og tilstandsstatistikk, er denne nå oppjustert til 60 år for luftlinjer og 50 år for kabel. For nettstasjoner og transformatorstasjoner antas også en økonomisk levetid på 50 år, med unntak av apparatanlegg og hjelpeanlegg i transformatorstasjoner, der denne antas å være henholdsvis 35 år og 12 år. I praksis vil utskiftingene foretas 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 har det vanligvis vært brukt en analyseperiode på 30 år. NVE anbefaler nå at det brukes 40 år. Dette blir dermed lagt til grunn i nye analyser. For prosjekter med flere alternativer der disse har ulik analyseperiode eller økonomisk levetid, eller der disse er forskjøvet i tid, korrigeres det for 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). 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 antatt laveste totale kostnadene.

19 Helgeland Side 19 Lønnsomhetsvurderingene gjøres vha. nåverdiberegning av de totale kostnadene for hvert alternativ, innenfor en felles analyseperiode, 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. Tapskostnader. 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 kostnadstall i hvert tilfelle når dette anses nødvendig. Eventuelle KILE-kostnader ved planlagt utkobling beregnes vha. Netbas for aktuelt tidspunkt for aktuelt nett. 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. 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.

20 Helgeland Side 20 Arbeidskostnader og andre kostnader forbundet med utskifting, baseres på HKs egne historiske kostnader for linjer av aktuelt spenningsnivå, terrengtype og alder. 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 normalt etter formelverk og koeffisienter presentert i Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. For tapskostnader i regionalnettet gjøres dette forenklet, ved at det legges til grunn en fast verdi for ekvivalent årskostnad for tap (k p,ekv ) valgt for et representativt år i analyseperioden. Denne multipliseres med maks effekttap og en kapitaliseringfaktor for 4,0 % kalkulasjonsrente og 40 år analyseperiode. Merk at dette innebærer en forutsetning om at brukstid for tap på 2400 timer (i planboka) er representativ for regionalnettet. I nett som i hovedsak brukes til overføring av produksjon, beregnes tapskostnadene uten ledd for maksimale effekttap (k p ), dvs. direkte fra brukstid for tap og energipris. Brukstid for tap beregnes i slike tilfeller utfra brukstid for produksjon for kraftverkene. Avbruddskostnader Så framt det ikke er inngått avtaler med enkeltkunder forutsettes avbruddskostnader å være identisk med KILE-kostnader, som dermed forutsettes å gjenspeile de samfunnsøkonomiske kostnadene forbundet med et avbrudd. KILE-kostnadene beregnes vha. Netbas (som igjen baserer seg på Forskrift om kontroll av nettvirksomhet samt FASIT kravspesifikasjon). Forventet hyppighet av framtidige avbrudd fastsettes vha. Statnetts avbruddsstatistikker. Forventet varighet av disse vurderes fra tilfelle til tilfelle. Reparasjonskostnader Med reparasjonskostnader menes de kostnadene forbundet med feilretting som ikke er avbruddskostnader, dvs. personalkostnader for netteier, 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. Helgeland Kraft har pr. i dag ikke rutiner for beregning av flaskehalskostnader.

21 Helgeland Side Miljømessige forutsetninger Helgeland Kraft har formulert bl.a. følgende mål og forutsetninger angående miljø: Våre aktiviteter, produkter og tjenester skal miljøstyres ihht. NS-ISO I vår aktivitet skal det vurderes løsninger som kan være avbøtende og/eller bidra til forbedrede miljøprestasjoner. Vassdragsinngrep, visuelle/estetiske konsekvenser og forurensing er prioriterte områder.

22 Helgeland Side 22 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem 4.1 Dagens anlegg Produksjonsanlegg Eksisterende anlegg Ved årsskiftet 2017/2018 var total installert effekt i kraftverkene i området 1547 MW. Gjennomsnittlig årsproduksjon siste 10 år ( ) var på 6874 GWh. Samlet effekt har økt i løpet av 10-års-perioden, særlig de siste par årene, og samlet forventet årsproduksjon for dagens kraftverk antas å være på 7242 GWh. 13 av kraftverkene i området har en installert ytelse på 10 MVA eller mer (med en samlet ytelse på 1420 MW og forventet årsproduksjon på 6716 GWh). 51 kraftverk har en ytelse på under 10 MVA. Endringer i 2016 og 2017 Røssåga-verkene er nå så godt som ferdig ombygget/rehabilitert. I Tosbotn var pr av 5 planlagte kraftverk idriftsatt. Med dette økte samlet ytelse med ca. 130 MW Overførings- og transformeringsanlegg Regionalnettet på Helgeland består foruten transformatorstasjoner av 132 kv- og 66 kvnett. Mesteparten av regionalnettet er eid av Helgeland Kraft, men Mo Industripark og Alcoa Mosjøen eier også enkelte regionalnettsanlegg. Spenningsnivåene i regionalnettet er et resultat av historisk utvikling, og anleggene er preget av de løsninger som var standard idet de ble bygd. Dette har medført at det meste av nettet har spenningsnivå 132 kv, mens enkelte eldre deler har spenningsnivå 66 kv. 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 drives også med 11 kv. I alt er det ca nett-abonnement i utredningsområdet.

23 Helgeland Side 23 Tabell 4.1 viser antall km ledning pr. spenningsnivå for regionalnettet i utredningsområdet. Spenningsnivå Type Antall l km %-andel Aldersfordeling Gj.sn. byggeår 66 kv Luftledning kv Luftledning kv Sjøkabel kv Jordkabel Tabell 4.1: : Antall km ledning pr spenningsnivå for regionalnettet på Helgeland (inkl. 132 kv-nett uten inntektsramme, ekskl. kabler i stasjoner). Aldersfordelingen i tabell 4.1 viser til byggeår og tar ikke hensyn til eventuelle utskiftinger/ renoveringer i ettertid. Endringer i 2016 og 2017 Det har skjedd tre endringer på hovedkomponentnivå i løpet av 2016 og 2017: Bleikvassli transformatorstasjon ble idriftsatt i Linja Langvatn-Svabo ble i 2016 oppgradert/fornyet. En gjenstående del av Grytåga-Tilrem ble i 2017 oppgradert/fornyet. I tillegg kan nevnes at den relativt nye forbindelsen Lande-Tosbotn (fra 2015) er reparert og i drift; den var en stund ute av drift etter at den ble ødelagt av ras i Nettdeling, systemjording og kompensering Utfra delingspunkter i nettet deles regionalnettet inn i ulike nettdeler. Dette er omtalt nærmere i grunnlagsrapporten [3] Drift Forhold knyttet til drift av nettet er omtalt i grunnlagsrapporten [3] 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 [3].

24 Helgeland Side Overføringskapasiteter Overføringskapasiteten er god i mesteparten av regionalnettet på Helgeland, men det kan oppstå flaskehalser i enkelte driftssituasjoner. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten [3] Alder og tilstand 66 kv-nettet på Helgeland er stort sett bygget på 50-tallet, mens 132 kv-nettet er av nyere dato. De senere årene har det vært foretatt betydelige utskiftinger i nettet. Dette er beskrevet i grunnlagsrapporten [3] Leveringspålitelighet og forsyningssikkerhet Definisjoner I utredningen har vi lagt følgende meningsinnhold i begrepene knyttet til leveringskvalitet og forsyningssikkerhet: Forsyningssikkerhet ikkerhet: 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 Leveringskvalitet er et samlebegrep for "leveringspålitelighet" og "spenningskvalitet". Forsyningssikkerhet Forsyningssikkerheten for regionen betraktes som god. Vanligvis 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. 10 av 25 innmatingspunkter til distribusjonsnettet mangler fullverdig reserverforsyning (såkalt N-1) hele eller deler av året. For 2 av disse gjelder dette hele året, for de øvrige 8 er situasjonen slik at de har fullverdig reserve i størrelsesorden % av året. For 9 av de 10 punktene er det vurdert at det ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt å foreta investering

25 Helgeland Side 25 som resulterer i fullverdig reserveforsyning hele året. Med fullverdig reserveforsyning menes i denne sammenheng at samtlige kunder får strømmen tilbake innen en time dersom innmatingspunktet mister forsyningen. Tabell 4.2 viser historisk forekomst av ikke-levert energi (ILE) forårsaket av hendelser i sentral- og regionalnett de siste 10 årene. T.o.m vises kun verdier for langvarige avbrudd (dvs. med varighet over 3 minutter). F.o.m er også kortvarige avbrudd inkludert. Denne endringen samsvarer med innføringen av KILE for kortvarige avbrudd, som altså trådte i kraft f.o.m 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 Forårsaket av sentralnett: Kundegruppe Industri 0,30 0,43 0,38 0,42 6,07 0,50 0,28 0,06 3,26 1,86 Handel og tjenester 0,14 0,29 0,18 0,36 2,17 1,38 0,87 0,03 1,04 0,81 Jordbruk 0,011 0,06 0,05 0,08 0,48 0,19 0,22 0,01 0,56 0,27 Offentlig virksomhet 0,12 0,25 0,21 0,30 3,01 1,35 0,65 0,04 4,36 6,07 Husholdning 0,56 1,09 0,69 1,22 8,26 3,34 2,64 0,14 1,57 1,24 Treforedling og kraftint. ind. 0,00 0,00 0,00 113,24 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 Sum sentralnett 1,13 2,12 1,51 115,63 19,99 6,74 4,66 0,27 10,79 10,26 Forårsaket av regionalnett: Kundegruppe Industri 0,21 0,20 1,45 5,43 0,78 1,14 6,16 1,82 35,49 10,34 Handel og tjenester 0,60 0,38 3,72 9,71 2,22 6,46 10,99 4,47 3,93 12,92 Jordbruk 0,05 0,11 0,35 1,46 0,49 1,20 1,41 1,09 0,88 5,20 Offentlig virksomhet 0,55 0,37 3,56 6,24 1,68 4,82 9,53 3,78 16,86 47,55 Husholdning 2,71 1,57 11,98 33,65 5,71 21,07 29,72 23,34 2,99 9,91 Treforedling og kraftint. ind. 247,31 0,00 0,00 2,88 106,15 0,00 131,85 415,09 33,72 32,33 Sum regionalnett 251,4 2,6 21,1 59,4 117,0 34,7 189,67 449,58 93,96 118,25 Sum sentral- og regionalnett 252,6 4,7 22,6 175,0 137,0 41,4 194,3 449,8 104,8 128,5 Kommentarer til tabell 4.2: Tabell 4.2: : Oversikt over ILE (MWh) på Helgeland forårsaket av regionalnett og sentralnett, fordelt på kundegrupper På Helgeland er det to spesielt store industribedrifter Alcoa Mosjøen (Elkem før ) og Mo Industripark. Når disse rammes av avbrudd, vil det gi stort utslag på ILEtabellen. Av slike hendelser kan nevnes: I 2008 fikk Elkem et utfall på 247 MWh. I 2011 hadde Mo Industripark 2 utfall forårsaket av sentralnett ( og ) på til sammen 113 MWh, i 2012 hadde de 2 utfall forårsaket av regionalnett på til sammen 106 MWh, og i 2014 hadde de 4 slike utfall på til sammen 134 MWh var det et stort utfall for Alcoa som resulterte i ILE på 415 MWh. Saken ble omtalt på riksnyhetene.

26 Helgeland Side 26 For de fleste av årene har ikke-varslede avbrudd (forårsaket av regional- eller sentralnett) stått for langt større ILE enn varslede avbrudd. Unntaket er 2006 (48 % av ILEn skyldtes varslede avbrudd). Øvrige år har ikke-varslede avbrudd stått for % 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 kv-nettet, eventuelt i kombinasjon med SINTEF Energiforsknings planleggingsbok for kraftnett (Tekniske analyser Feilstatistikk). 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 Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for Norge , hentet fra Statnetts årsstatistikk 2005 (kap ). I senere årsstatistikker fra Statnett er ikke tallene splittet opp i forbigående og varige feil; det er kun oppgitt samlet antall. I tabell 4.4 er gjennomsnittet for presentert, basert på Statnetts årsstatistikk for Alle feil Kraftledning 132 kv 0,95 Kabler 132 kv 2,38 Krafttransformator 132 kv primærside Tabell Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for Norge , hentet fra Statnetts årsstatistikk 2014 (kap ). 1,28

27 Helgeland Side Spenningskvalitet Elektrisitetsnettet på Helgeland har vært beheftet med til dels dårlig spenningskvalitet siden midten av 80-tallet, men forholdene for sluttbrukerne har vært bedre siden ca Under følger en presentasjon av de viktigste problemstillingene. 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 forårsaket av lysbue-stålovnen på 75 MVA i Mo Industripark. Sluttbrukerne på Helgeland har imidlertid ikke opplevd like store problemer siden ca som tidligere; dette skyldes i hovedsak to forhold driftskobling i Svabo som Statnett innførte i 2002 (stålovnen ble separert fra annen last i området) samt forvarming av stålet som ble innført omkring Ovnen ble satt i drift i 1986, og helt fra oppstarten av kom det klager på flimmer. Et SVCanlegg som bidrar til å redusere flimmer var i drift i flere år, men det havarerte. Forholdet ble forsterket ved at den nærmeste kraftproduksjonen ble disponert etter andre kriterier enn det lokale forbruket. Flimmerproblemet har vært gjenstand for en langvarig saksgang fra myndigheters og de involverte parters side. NVE kom med sitt første vedtak i saken I vedtak fra Oljeog energidepartementet av ble Mo Industripark pålagt å forberede og gjennomføre tiltak for permanent demping av flimmer innen Mo Industripark ble i flere tilfeller etter dette ilagt bøter for overskridelse av fastsatt grenseverdi for flimmernivå, men bedriften fikk lovnad om ettergivelse av bøtene dersom tilstrekkelige tiltak ble iverksatt innen 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. Flimmerproblemet 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 Det nye produksjonsanlegget ble satt i drift i juli I begynnelsen hadde man en del innkjøringsproblemer. I tillegg lå samleskinnene i Svabo sammenkoplet fra juli til oktober. Dette resulterte i at man hadde høye flimmerverdier i Rana i perioden juli-oktober Etter at samleskinnene på ny ble delt, har PLT-flimmernivå vært lavere, men fremdeles utenfor forskriftskravet i deler av året. Se figur 4.1 som viser overholdelse av PLTforskriftskrav for en del punkter i nettet i I perioder har man altså problemer med å holde seg innenfor kravet på PLT lik 1,0 i 95% av tida, selv om samleskinnene ligger delt. Det er også slik at flimmernivået er høyere for eksempel i Mosjøen enn det er i Mo i Rana ved denne driftssituasjonen. Dette betyr at forskriftskravet kan bli brutt andre steder på Helgeland, selv om man holder seg innenfor kravet i Mo i Rana. Se Figur 4.2 som viser PLT målt 25/5 26/

28 Helgeland Side 28 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 Site Name Report on Compliance with NVE Plt AB Compliant Noncompliant Missing Count of Weeks PQView Figur 4.1: : Overholdelse av PLT-forskriftskrav for 2009 (antall uker innenfor/utenfor) Figur 4.2: : PLT målt i Mosjøen (Breimo) og Mo i Rana (Mobekken) /5. 26./

29 Helgeland Side 29 Selv om altså forholdene for sluttbrukere pr. i dag som regele er akseptable, så er flimmerproblematikken høyst aktuell, fordi den legger føringer for driften i nettet. Statnett har et ønske om å endre ovenfor omtalte driftskobling i Svabo den dagen det er utført tiltak som muliggjør dette uten at flimmernivået ut til kundene blir for høyt. Statnett, Mo Industripark og Helgeland Kraft har det siste året på ny satt i gang et arbeid med sikte på å løse problemet. Planer om økt uttak på Mo bidrar til at problemstillingen på ny er kommet på dagsorden. Overharmoniske pga. tyristorlikerettere ved Elkem Aluminium / Alcoa Mosjøen Sommeren 2003 fikk HelgelandsKraft henvendelser om spenningsproblemer hos kunder som forsynes via 66 kv-nett som går ut fra Mosjøen transformatorstasjon. Dette ble etter hvert sett i sammenheng med at ett av Elkems filtre for overharmoniske hadde havarert pinsen 2003, samt at det var foretatt utvidelser og ombygginger hos Elkem. Ombyggingen hos Elkem innebar bl.a. bruk av utstyr som skapte større forekomster av overharmoniske. For å kompensere for dette benytter man såkalte filtre, som egentlig er kombinerte kondensatorbatterier (for reaktiv effekt) og filtre (for overharmoniske). Ett av filtrene hadde altså havarert, og i etterkant av dette ble det foretatt målinger for å kartlegge forekomsten av overharmoniske, se figur 4.3. Det viste seg at det var særlig 23. harmoniske og til dels 25. harmoniske som utgjorde et problem når filtre var utkoblet. Det ble også gjort undersøkelser av bl.a. hvordan drift av filtre, drift av tyristorgrupper og forskjellige nettkonfigurasjoner påvirker forekomsten av overharmoniske i nettet. MOS66 Phase A Voltage SS Wave Volts % Fund Time (mseconds) August 28, 2003 at 07:40:54 Local Fund RMS CF Min Max THD HRMS4389 TIF/IT Harmonic Electrotek Figur 4.3: : Måling av overharmoniske på 66 kv-nivå i Mosjøen Problemene med overharmoniske var først og fremst til stede når ett av filtrene var utkoblet. I 2009 ble nytt filteranlegg installert, og det er nå innebygget reserve for de overharmoniske.

30 Helgeland Side Elektrisitetsproduksjon Historisk energiutvikling Figur 4.4 viser historisk elektrisitetsproduksjon, -forbruk og -balanse i utredningsområdet. Figur 4.4: : Elektrisitetsproduksjon, -forbruk og -balanse (GWh) Gjennomsnittlig el-produksjon på Helgeland siste 10 år er på ca. 6,9 TWh/år. Det har blitt foretatt en del utbygging og rehabilitering av kraftverk i løpet av perioden, og produksjonskapasiteten pr antas å være på 7,24 TWh/år. Som det framgår av figur 4.4 er det vanligvis energioverskudd på Helgeland, gjennomsnittlig 0,9 TWh/år de siste 10 årene. I 2011 var det relativt lav produksjon og kun et lite energioverskudd, på 0,05 TWh Historisk effektutvikling Samlet installert effekt i utredningsområdet har økt med drøyt 200 MW de siste 10 år (hvorav nesten 150 MW de siste to årene) og er pr på 1547 MW. Tilgjengelig vintereffekt er på 1335 MW.

31 Helgeland Side Elektrisitetsforbruk Historisk energiutvikling Tabell 4.5 viser elektrisk energiforbruk (i GWh) på Helgeland de siste 10 årene. Forbruk (GWh) Gj.snitt Sum forbruk Tabell 4.5: : Elektrisk energiforbruk på Helgeland siste 10 år (GWh) Alminnelig forbruk (HK) har de siste årene holdt seg ganske stabilt på omkring 1,3 TWh/år Historisk effektutvikling Lastverdier og tidspunkt for topplasttime Tabell 4.6 viser topplasttimen for sentralnettets region midt og for Helgeland Kraft de siste årene, med tilhørende belastning i Helgeland Kraft sitt nett. Merk at sentralnettets topplasttime for et bestemt år fastsettes ut fra perioden november (året før) februar. Dermed kan det forekomme at denne har en dato for foregående år. Topplasttimen for HK er derimot basert på kalenderår. År Topplasttime Region Midt Dato Dag Time Last i HK (MW) Topplasttime HK Dato Dag Time Last i HK (MW) Mandag 9 204, Torsdag , Torsdag , Torsdag , Onsdag , Torsdag 9 268, Fredag 9 241, Onsdag 9 242, Tirsdag 9 230, Torsdag , Tirsdag , Fredag 9 253, Mandag 9 251, Fredag , Mandag , Fredag , Fredag , Fredag , Torsdag 9 253, Fredag , Onsdag 9 260,4 Tabell 4.6: : Topplasttimer f.o.m Last i HK er her ekskl. tap i det tidligere R2-nettet. Tabell 4.7 viser total-belastningen i regionalnettet på Helgeland i sentralnettets topplasttime (region midt) fordelt på de største forbrukerne. År Gj.snitt Sum forbruk Tabell 4.7: : Belastninger i sentralnettets topplasttime (MWh/h)

32 Helgeland Side Andre energibærere 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 Produksjonsanlegget for fjernvarme på Mo er lokalisert i Mo Industripark. Anlegget er basert på spillvarme fra røykgass ved Elkem Rana AS. I tillegg brukes CO-gass og elektrisitet til spissfyring og reserve. Olje brukes normalt nå bare i beredskapssammenheng. Totalt leveres ca GWh pr. år til sluttbrukere via fjernvarmeanlegget. Figur 4.5: : Varmeleveranse Mo i Rana (GWh/år) I 2017 ble det etablert en ny varmesentral for reserve- og spisslast, for å sikre forsyningen i det fortsatt voksende fjernvarmemarkedet. Denne sentralen er plassert i Mellomvika og bruker 100 % fornybar strøm. Oljekjelen som tidligere sto i Mellomvika er samtidig flyttet til Langneset, for å ivareta behovet for reservelast i dette området. Spillvarme tas ut av røykgassen fra Elkem Ranas ferrosilisiumproduksjon, vha. to røykrørkjeler. I 2017 ble det gjennomført kapasitetsforbedrende tiltak på den ene kjelen, og samlet gjenvinningskapasitet er nå om lag 25 MW.

33 Helgeland Side 33 Til reserve- og spissfyring og beredskap er anlegget forsynt med en kjel på 10 MW som kan fyres med CO-rik brenngass, en kjel på 15 MW som fyres med strøm, samt to kjeler på til sammen 20 MW som kan brenne lett fyringsolje. Kjelene har en samlet effektkapasitet på ca. 45 MW, og dekker normalt opp ca. 3 6 GWh/år av fjernvarmen på Mo. CO-rik brenngass produseres ved Ferroglobe sitt anlegg for ferromanganproduksjon, som ligger i industriparken. Brenngassen brukes også som energikilde for øvrige bedrifter ved MIP. Sandnessjøen Fjernvarmeanlegg AS Varmeenergien til fjernvarmenettet i Sandnessjøen hentes fra sjøen vha. to varmepumper. Ordinær drift startet i Fjernvarmenettet forsyner en del større bygg og boliger, og varmeleveransen var pr på ca. 4,5 GWh/år. Fjernvarmeanlegget har imidlertid en total produksjonskapasitet på ca. 9,5 GWh. Av dette representerer varmepumpene en kapasitet på ca. 5,5 GWh. De resterende 4,0 GWh kommer fra oljekjel, som brukes som spissfyring. Sandnessjøen Fjernvarmeanlegg AS fikk i 2008 innvilget konsesjon for utvidelse av fjernvarmenettet fra ca m til ca m, for å kunne øke kundegrunnlaget og dermed utnyttelsen av tilgjengelig kapasitet. Disse utvidelsene er gjennomført, og blant annet Hotell Scandic og «Kulturbadet» (badeland og kulturhus) er tilknyttet fjernvarmeanlegget. Kundegruppe Husholdning 260,2 260,9 Undervisning 1083,6 1134,7 Varehandel 218,0 554,0 Hotell & restaurant 333,8 315,3 Annet tjenesteyting 3484,1 4010,8 Sum: 5379,6 6275,7 Tabell 4.8: : Varmeleveranse (MWh) pr. kundegruppe,, Sandnessjøen 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. 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 m rør. Total varmeleveranse i 2017 var 11,5 GWh. Maks tilgjengelig effektleveranse i 2017 var 14 MW fra spillvarme, samt 3,8 MW fra spissfyring.

34 Helgeland Side 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 2017 et oljeforbruk på ca 7 GWh (en nedgang fra 45 GWh i 2013) og et gassforbruk (CO, propan) på ca. 198 GWh. Dessuten hadde de et fjernvarmeforbruk på ca. 21 GWh. En del av gassen som brukes (CO-rik brenngass) er et biprodukt fra en av bedriftene på industriparken (Ferroglobe), og denne utnyttes også til spissfyring for fjernvarmeanlegget på Mo. Alcoa Mosjøen (inkludert Alcoa Anode Mosjøen) hadde i 2017 et forbruk på ca. 287 GWh fra LNG (naturgass) og 1,9 GWh fra propan og butan. LNG har erstattet alt tidligere forbruk av olje og en del av det tidligere forbruket av propan/butan. Det oppgis dessuten et energiforbruk på 5,9 GWh fra diesel, men dette gjelder intern transportvirksomhet. Energiforbruket hos husholdningskunder er i all hovedsak elektrisitet. Det brukes imidlertid også ved og varmepumpe til oppvarming. Olje fases gradvis ut, men ennå er det et visst forbruk Påvirkning på kraftsystemet Det forventes ikke at endringer i forbruk av andre energikilder vil få vesentlig betydning for kraftsystemet i utredningsområdet. Det forventes heller ingen vesentlige endringer i forholdet mellom elektrisk og annen energi i industrien. Eventuelle endringer i energikilder hos alminnelig forsyning forventes å ha liten betydning for lastsituasjonen på regionalnettsnivå.

35 Helgeland Side Særegne forhold innen utredningsområdet 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 Større industrikunder Følgende to store industrikunder er tilkoblet regionalnettet på Helgeland: Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen). Mo Industripark, Mo i Rana. Pga. endringer i eierforholdene skiftet Elkem Aluminium Mosjøen navn til Alcoa Mosjøen. Også bedriftene EKA Chemicals Rana (nedlagt i 2009) og Rana Gruber begge i Mo i Rana er i utredningen betraktet som kraftkrevende industri Eier- og driftsforhold Helgeland Kraft er den største regionalnettseieren i området overtok selskapet regionalnettet som Statnett inntil da hadde eid på Helgeland. Mo Industripark og Alcoa Mosjøen eier hver sine begrensede nett, som i stor grad benyttes for egenforsyning. Det meste av kraften som produseres i området foreståes av Statkraft og Helgeland Kraft. 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 Alternativer til investeringer i områdekonsesjonær sitt nett Helgeland Kraft er områdekonsesjonær for nesten hele utredningsområdet. Mo Industripark har områdekonsesjon for deler av Rana kommune, og Alcoa Mosjøen tilsvarende for sitt fabrikkområde. I forbindelse med utredningsarbeidet er konsesjonærene pålagt å vurdere alternativer til investeringer i eget nett. Dette er nærmere omtalt i grunnlagsrapporten.

36 Helgeland Side Befolkning Fra 1/ til 1/ har befolkningstallet økt i Leirfjord, Herøy, Hemnes, Rana, Vefsn og Alstahaug, mens det har gått tilbake i Hattfjelldal, Vega, Nesna, Sømna og Brønnøy. I kommunene Dønna, Grane og Vevelstad er befolkningstallet uendret. Størst prosentvis økning hadde Leirfjord, med 4,1 % (91 personer). Rana hadde den største absolutte økningen, med 181 personer. Størst nedgang i prosent var det i Hattfjelldal, med 3,7 % (54 personer). Dette var også den største absolutte nedgangen. Totalt i utredningsområdet* har folketallet økt med 248 innbyggere (0,3 %) i perioden. Tabell 4.9 viser kommunevis befolkning pr Kommune Innbyggere Alstahaug Brønnøy Dønna Grane Hattfjelldal Hemnes Herøy Leirfjord Nesna Rana Sømna Vefsn Vega Vevelstad 506 Tabell 4.9: : Innbyggere pr kommune pr (kilde: SSB). *) Utredningsområdet omfatter egentlig også deler av Bindal kommune. Dette er imidlertid ikke tatt med her.

37 Helgeland Side 37 5 Framtidige overføringsforhold 5.1 Alternativer for utvikling Prognoser for forbruk Ut fra forbruksmengden kan det være naturlig å dele forbruket på Helgeland inn i tre hovedgrupper: Kraftkrevende industri (KKI) i Mosjøen (Alcoa, tidligere Elkem Aluminium) KKI på Mo (Mo industripark, Rana Gruber, samt evt. ny virksomhet på industriområdet i Gullsmedvik). Alminnelig forsyning. KKI i Mosjøen og på Mo utgjør over 78 % av det totale kraftforbruket siste 10 år. For hver av disse tre forbruksgruppene er det blitt vurdert to prognoser: Kraftkrevende industri, Mosjøen Prognose 1 tilsvarer en moderat økning i hht. konkrete planer. Denne prognosen er benyttet i begge scenarier i utredningen. Prognose 2 tilsvarer en større økning, basert på mulige planer på lengre sikt. Kraftkrevende industri, Mo i Rana KKI på Mo tilsvarer Mo Industripark, Rana Gruber m.m. Mo Industripark består riktignok av mange bedrifter, hvorav strengt tatt bare de største er å regne som kraftkrevende, men da disse står for mesteparten av forbruket til Mo Industripark, er her hele industriparken behandlet som én enhet. Prognose 1 tilsvarer en moderat økning, delvis basert på planer som allerede er i ferd med å bli iverksatt. Denne prognosen er benyttet i begge scenarier i utredningen. Prognose 2 tilsvarer en større økning der flere planer på lengre sikt er tatt med. Alminnelig forsyning Også for alminnelig forsyning er det sett på to prognoser: Prognose 1 er en relativt lav lastprognose, vurdert generelt for hele utredningsområdet. Elektrifisering av transportsektoren er ikke tatt med. Prognose 2 er en høy lastprognose og innebærer en antatt maksimal lastutvikling under hver transformatorstasjon. Prognosen inkluderer et eget estimat pr. transformatorstasjon for elektrifisering av transportsektoren og utfasing av oljekjeler. De to forbruksprognosene for alminnelig forsyning inngår i hvert sitt scenario.

38 Helgeland Side Prognoser for produksjon Produksjonskapasiteten på Helgeland pr er på ca. 7,2 TWh/år, med en istallert effekt på 1547 MW. Det er utarbeidet tre hovedprognoser for ny produksjon: 1. Konservativ utbygging: Prognosen innebærer at vannkraftverk som er vedtatt bygd eller som har fått innvilget konsesjon blir realisert. Dette tilsvarer en total installert effekt på 1665 MW og årsproduksjon på 7,6 TWh/år i slutten av utredningsperioden. 2. Middels utbygging: I tillegg til prosjektene i prognose konservativ utbygging er det antatt at alle konsesjonssøkte og meldte vann- og vindkraftprosjekter (som fremdeles er under behandling) blir realisert. Prognosen innebærer en total installert effekt på 2260 MW og årsproduksjon på 9,1 TWh/år i slutten av utredningsperioden. 3. Stor utbygging: Alle eksisterende planer for kraftverk på Helgeland inkludert prosjekter som bare er på utredningsstadiet antas realisert. Prognosen innebærer en total installert effekt på 2776 MW og årsproduksjon på 10,7 TWh/år i slutten av utredningsperioden Effekt- og energibalanser De to scenariene som er analysert (jf. kap ) Underskudd og Overskudd innebærer følgende balanser: Underskudd: Energi Effekt maks-balanse Effekt min-balanse Produksjon GWh/år MW MW Forbruk GWh/år 746 MW MW Balanse -824 GWh/år 919 MW 54 MW Overskudd: Tabell 5.1: Balanser scenario Underskudd,, 2037 Energi Effekt maks-balanse Effekt min-balanse Produksjon GWh/år MW MW Forbruk GWh/år 722 MW MW Balanse GWh/år MW 216 MW Tabell 5.2: Balanser scenario Overskudd,, 2037 De to effekt-kolonnene viser to kombinasjoner over året (sesongbasert): -"maks-balanse": Installert (maksimal) produksjon vs. minimalt forbruk -"min-balanse": Vinter-effekt vs. maksimalt forbruk Som tabellene viser så kan det være effektoverskudd selv om det er energiunderskudd. Dette innebærer at kraftverkene altså har installert nok ytelse til å kunne dekke effektbehovet i regionen.

39 Helgeland Side 39 Minimalt forbruk (sesongbasert lavlast over året) er beregnet som følger: Alminnelig forsyning antas å ha et forbruk på 20 % av belastningen i topplast. Hoveduttaket for kraftkrevende industri i Mosjøen antas å ha konstant last, altså ingen reduksjon for lavlastsituasjon. Øvrig kraftkrevende industri antas å ha et forbruk på 60 % av belastningen i topplast Scenarier I kap er begrepet "prognose" brukt om en mulig utvikling for enkeltstående variable, som f.eks. forbruk og produksjon. Når disse kombineres evt. sammen med andre utvikligstrekk danner de det som i denne utredningen kalles "scenario". Det er valgt å analysere to scenarier. Ved fastsettingen av disse var det 4 hovedpunkter som ble vurdert: -Utviklingen for KKI i Mosjøen -Utviklingen i KKI på Mo -Utviklingen for alminnelig forsyning -Utviklingen for produksjon De største lastprognosene for KKI på Mo og i Mosjøen anses som svært usikre. De mer moderate (angitt som "Prognose 1" i kap ) anses som relativt sannsynlige, og det ble valgt å legge disse til grunn i begge scenarier. For alminnelig forsyning anses utviklingen som mer usikker enn tidligere, og det er valgt å legge inn ulike utviklinger for alminnelig forsyning i de to scenariene; det ene scenariet forutsetter en utvikling som angitt i "Prognose 1" for alminnelig forsyning i kap , og det andre scenariet forutsetter tilsvarende "Prognose 2". Også for produksjon anses utviklingen som usikker. De to prognosene angitt som "Konservativ utbygging" og "Middels utbygging" i kap er lagt til grunn i hvert sitt scenario. Prognosen "Stor utbygging" anses som minst sannsynlig av de tre prognosene. De valgte prognosene er blitt kombinert med sikte på å illustrere ytterpunktene i utviklingen, dvs. at den laveste produksjons-prognosen ("Konservativ utbygging") kombineres med den høyeste prognosen for lastutvikling ("Prognose 2" for alminnelig forsyning). Tilsvarende er "Middels" produksjons-prognose (altså den største av de to aktuelle) kombinert med den laveste prognosen for lastutvikling ("Prognose 1" for alminnelig forsyning). Scenariene kan oppsummeres som følger (navnene er basert på resulterende årlig energibalanse ved slutten av utredningsperioden): Scenario Underskudd: Scenariet innebærer en utbygging tilsvarende konservativ utbyggingsprognose, jf. kap , altså at vedtatte og konsesjonsgitte vannkraftverk blir bygget ut. For alminnelig forsyning regner man med en markant økning i forbruk, bl.a. fra elektrifisering av transportsektoren og utfasing av oljekjeler. For KKI regner man med en markant, men moderat økning.

40 Helgeland Side 40 Scenario Overskudd: Scenariet innebærer en utbygging tilsvarende middels utbyggingsprognose, jf. kap , altså at vedtatte, konsesjonsgitte, konsesjonssøkte og meldte vann- og vindkraftverk blir bygget ut. For alminnelig forsyning regner man med en relativt svak økning i forbruk. For KKI regner man med en markant, men moderat økning. Lastflytanalyser for de to scenariene er vist i grunnlagsrapporten [3]. Vurdering av sannsynlighet - basisscenario Utredningsansvarlig har mest tro på at utviklingen (mht. total energiproduksjon og -forbruk) vil ligge et sted "mellom" de to scenariene, altså at man ved utgangen av utredningsperioden vil ha omtrent balanse mellom energiproduksjon og -forbruk på Helgeland. Hvis man likevel skal velge ett av disse scenariene som det "mest sannsynlige", vil utredningsansvarlig velge scenario Underskudd, og dette er dermed definert som basisscenariet i utredningsarbeidet Utvikling av energibruk påvirkning på nettet Utvikling i energiforbruk kan på ulike måter ha innvirkning på dimensjonering og utbygging av regionalnettet. Utviklingen innen alminnelig forsyning ser ikke ut til å skulle få konsekvenser for overføringsforbindelser, men den kan i noen tilfeller resultere i at krafttransformatorer må byttes ut til større ytelse. Ved fornying av anlegg pga. tilstand kan det imidlertid også skje at ny transformator kan ha lavere ytelse enn den gamle, pga. lavere forbruk enn tidligere. Kraftkrevende industri på Mo og i Mosjøen planlegger en økning i forbruket, som beskrevet i kap Begge økninger vil få betydning for nettet, i form av nye kabler og utskifting av transformatorer. Dersom de største prognosene slår til, vil det bli nødvendig med mer omfattende endringer for økt overføringsevne 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: Etterspørsel etter produktene / salgspriser Pris på elektrisitet Pris på andre energikilder Råstoff-priser Teknologisk utvikling Politiske rammer

41 Helgeland Side 41 Industrien på Helgeland har tidligere hatt langsiktige kraftavtaler til relativt gunstige priser. For deler av forbruket er imidlertid disse avtalene nå avviklet, og kraftprisene er dermed ikke lenger like forutsigbare som de var før. Andre politiske føringer av betydning er CO 2 -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 ). Utvikling innen teknologi kan også få betydning for forbruket, men neppe med det første. 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 økte skepsisen til kjernekraft, og en delvis avvikling av kjernekraft på kontinentet kan få store konsekvenser for energisystemet der. Dette kan igjen gi ringvirkninger for Norge Forbrukerfleksibilitet Begrepet forbrukerfleksibilitet forstås her som en mulighet til enten å koble ut elektrisk energiforbruk eller flytte det i tid (som følge av insentiver knyttet til prising/tariff), eller til å erstatte dette med energiforbruk fra andre kilder. En slik fleksibilitet vil kunne redusere både effekttopper og totalt elektrisk energiforbruk, og derved bidra til å utsette eller overflødiggjøre investeringer i energisystemet.

42 Helgeland Side 42 Av de konkrete tiltakene beskrevet i kapittel 6 som er knyttet til forsyning av last (og ikke primært til produksjon), er de fleste først og fremst begrunnet i fornyingsbehov og/eller systemtekniske forhold. Kapasitetsbehov og krav til forsyningssikkerhet er vanligvis medvirkende til å bestemme teknisk løsning, men i regionalnettet er dette sjelden bestemmende for når investeringen foretas. Det kan likevel tenkes tilfeller der framtidige nettinvesteringer vil kunne utsettes som følge av sluttbrukertiltak eller alternative energikilder: Elektrifisering av ferger: Vi har i en tidligere gjennomgang anslått framtidig effektbehov til fergelading på Helgeland. Det er imidlertid stor usikkerhet omkring omfanget, da dette avhenger av krav til ladetid, evt. samtidighet av flere ladinger (flere samband fra samme kai), hybrid- eller helelektrisk drift, og evt. batterianlegg på land. Investeringsbehov knyttet til fergelading er foreløpig ikke kartlagt, men dersom landbaserte batterianlegg blir en vanlig løsning, og hybriddrift dessuten kan aksepteres som alternativ til dyre forsterkinger, vil nettinvesteringene kunne reduseres drastisk. Annen elektrifisering: Også på andre områder av elektrifisering kan valg av tekniske løsninger ha stor betydning for effektbehov og nettinvesteringer. Også effektbehovet for elbil-lading kommer i stor grad an på hvordan slike ladepunkter utformes, og om det f.eks. skal være full tilgang til lading både i lavspent- og høyspentnett. Planlagt industrilast, Mo i Rana: Her vil en del av den mulige framtidige industrilastøkningen kunne bli lagt under systemvern for belastningsfrakobling, slik at lastøkningen kan realiseres før alle nødvendige nettinvesteringer er på plass. Innføring av AMS (nye strømmålere med fjernavlesning) vil gi muligheter for å tilby timesvariable nettariffer og energipriser til alle sluttbrukere. Dette vil kunne ha betydning for nettdimensjonering og investeringstidspunkt i lavspentnett samt 11 kv og 22 kv distribusjonsnett, kanskje også til en viss grad på høyere nettnivåer på lengre sikt. Hvor stor denne effekten evt. blir, avhenger sterkt av hvordan tariffer og insentiver utvikler seg. Når det gjelder alternative energikilder, er det betydelig innslag av gass hos Alcoa i Mosjøen og MIP i Mo i Rana, men ingen av dem har planer om betydelige endringer i andelen av dette forbruket. I Mo i Rana, Mosjøen og Sandnessjøen leverer fjernvarmeanlegg energi til både industri, tjenesteyting og husholdninger. Heller ikke her kjenner vi til konkrete planer om større utvidelser som tilsier en innvirkning på utviklingen av elektrisitetsnett. For husholdningskunder er dessuten varmepumpe, vedfyring og etter hvert også et lite innslag av solenergi, alternativer til elektrisk energiforbruk fra nettet. Disse energikildene vurderes til å ha et begrenset potensial mht. å erstatte ordinært elektrisitetsforbruk, og forventes dermed å ha liten virkning på dagens nettplanlegging og nettdimensjonering.

43 Helgeland Side Nettanalyser, dagens situasjon Tunglast Resultater av lastflytanalyser for tunglast er vist i grunnlagsrapporten [3] Nettkapasitet for ny produksjon Utredningsansvarlig har foretatt vurderinger av regionalnettkapasiteten mht. å ta i mot ny produksjon. Et sammendrag av dette er vist i vedlegg Kapasitet for større kraftverk Det er foretatt en egen vurdering av regionalnettkapasitet mht. større kraftverk. Dette er behandlet i grunnlagsrapporten [3]. 5.3 Nettanalyser, framtidige situasjoner Lastflytanalyser, scenarier Framtidig lastflyt for nettet er behandlet i grunnlagsrapporten [3].

44 Helgeland Side 44 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). Kapittelet omhandler også planer for kraftverk tilknyttet alle nettnivå fra distribusjonsnett (inkl. små-, mini- og mikro-kraftverk) til sentralnett; dette for å synliggjøre den totale forventede økningen i kraftproduksjon i området. En del av de mindre planene er beskrevet samlet innenfor hvert delkapittel. 6.1 Pågående arbeid Kraftutbygging i Tosbotn Kraftverkene I Tosbotn er Storelva kraftverk (7 MW) under bygging. Dette kraftverket inngår i et større utbyggingsprosjekt bestående av fem kraftverk, hvorav de fire øvrige er ferdigstilt og satt i drift. I tillegg er det gitt konsesjon på et sjette kraftverk. Kraftverkene er vist med nummer 1 6 i figur 6.1, mens tekniske data er vist i tabell 6.1. Kraftverk Tiltaks- haver Status Inst. Effekt (MW) Årsprod. (GWh) Regulering 1 Leiråa HK Idriftsatt 5,0 29,8 4 meter 2 Bjørnstokk HK Idriftsatt 8,2 25,8 Ingen 3 Tverråga HK Idriftsatt 6,0 16,8 " 4 Storelva HK Under bygging 8,0 22,6 " 5 Tosdalen HK Idriftsatt 18,0 43,7 " 6 Tjeldvikelva Clemens Kons.søkt 5,0 14,5 " Tabell 6.1: Idriftsatte og planlagte kraftverk k i Tosbotn

45 Kraftsystemutredning Helgeland Side 45 Figur 6.1: Idriftsatte og planlagte kraftverk i Tosbotn (Rød linje: Ny 132 kv linje/kabel. Rødt kvadrat: ny transformatorstasjon.) Nettløsning Nettløsningen for kraftutbyggingen i Tosbotn består av 22 kv-kabler fra hvert kraftverk til en 22/132 kv transformatorstasjon (60 MVA) i tyngdepunktet for produksjonen i Tosbotn (se figur 6.1), en 3,8 km lang 132 kv-kabel derfra til Borkamo, og 11,5 km 132 kv-linje videre derfra til Lande transformatorstasjon. Bygging av 132 kv-linje og kabel samt transformatorstasjon var ferdig i 2015.

46 Helgeland Side Oppgradering/rehabilitering av Øvre og Nedre Røssåga Statkraft har over flere år jobbet med rehabiltering av kraftstasjonene Øvre og Nedre Røssåga. Dette prosjektet er nå i stor grad gjennomført. Dette har gitt en økning i installert effekt på ca. 120 MW, og forventet årlig energiproduksjon er økt med ca. 400 GWh Vannkraftprosjekter nord for Sjona (midtre Nordland) I Rødøy kommune pågår det for tiden anleggsarbeid for to kraftverk Smibelg (33 MW) og Storåvatn (35 MW fordelt på 2 aggregater). Kraftverkene antas å være i drift i 2019/2020. Kraftverkene ligger i utredningsområde Midtre Nordland, men omtales her fordi de vil tilknyttes nettet like nord for Sjona (utredningsområde Helgeland). Avhengig av nettdriften (delingen i regionalnettet) vil de til tider kunne mate inn mot Sjona og være tilknyttet nettet under sentralnettspunkt Nedre Røssåga. De vil dermed kunne bidra til økt flyt på f.eks. nylig oppgraderte Langvatn Svabo, jf. kap Årlig produksjon forventes å bli ca. 216 GWh Vassenden kraftverk I Leirfjord kommune pågår for tiden anleggsarbeidet for Vassenden kraftverk. Kraftverket vil bli tilknyttet nettet via en ca. 10 km lang 22 kv-kabel fra kraftverket til Leirosen transformatorstasjon. Ytelsen vil være på 9,95 MW, med en antatt årsproduksjon på 37 GWh. Kraftverket forventes idriftsatt i Øvrige kraftverk under bygging I tillegg til kraftverkene nevnt spesielt i kap (Storelva) og (Vassenden), er også Laskbekken kraftverk (0,9 MW og 2,8 GWh/år) og Grytendal kraftverk (6,5 MW og 24,9 GWh/år) under utbygging. Grytendal kraftverk ligger i NTEs utredningsområde og er derfor beskrevet i deres kraftsystemutredning. Det er likevel tatt med i våre produksjonsoversikter, da det vil mate inn i nettet på Helgeland Ombygging i Langfjord Langfjord består pr. i dag av to separate stasjoner: En relativt ny kraftstasjon fra 2005 og den gamle kraftstasjonen som i dag kun fungerer som transformatorstasjon. Produksjonen i den nye kraftstasjonen mates inn til transformatorstasjonen via en 22 kv-forbindelse mellom de to stasjonene. Langfjord benyttes ikke lenger som innmatingspunkt til fordelingsnettet kun som innmatingspunkt (for produksjon) til regionalnettet.

47 Helgeland Side 47 Tilstanden i gamle Langfjord kraftstasjon tilsier at den må renoveres i løpet av noen år. Anlegget ligger dessuten i et vanskelig tilgjengelig område. Dette, sammen med kapsitetsbegrensinger i anlegget, har gjort det aktuelt å vurdere andre nettløsninger. Følgende alternativer har vært vurdert: 1. Bygging av ny trafostasjon. 2. Bygging av ny 22 kv-linje (ca. 9,5 km) fra Langfjord til Trongsundet transformatorstasjon i traséen til eksisterende 66 kv-linje. 3. Som alternativ 2, men eksisterende 66 kv-linje drives som 22 kv produksjonsradial i noen år, før det bygges ny. Valget falt til slutt falt på alternativ 3, og dette er nå i ferd med å bli gjennomført. Arbeidet med nødvendige ombygginger i Langfjord er i gang, og forventes ferdigstilt i løpet av Langfjord vil da utgå helt som punkt i regionalnettet Merking av fjordspenn over Tosenfjorden Luftfartstilsynet har pålagt Helgeland Kraft å merke det 3 km lange luftspennet over Tosenfjorden, på strekningen Kolsvik Lande. Pga. tilstanden til de eksisterende linene utføres dette ved at det bygges en fjerde line ved siden av de tre eksisterende faselinene. Denne fjerde linen har en overføringsevne tilsvarende FeAl 240 og påmonteres flymarkører. Investeringskostnader anslås til ca. 15 mill. kr. Den nye linen vil i utgangspunktet ikke bli spenningssatt, men den vil kunne fungere som reserveline dersom det skulle bli feil på en av de eksisterende faselinene. Arbeidet er i gang og forventes å være ferdig i løpet av 2018.

48 Helgeland Side Vedtatte tiltak og anlegg som har fått innvilget konsesjon Øyfjellet vindkraftverk Eolus Vind Norge AS fikk i 2016 konsesjon for et vindkraftverk på Øyfjellet i Vefsn kommune. Planlagt installert effekt var oppgitt til ca. 330 MW, og årlig total produksjon ca. 1,1 TWh/år. Planlagt nettløsning besto av en ny trafostasjon ved Tveråga gård og en ca. 13 km lang kvlinje derfra til Marka transformatorstasjon, med innmating til sentralnettet. Investeringskostnadene for hele prosjektet ble anslått til 3,6 4,0 mrd. kr. I april 2018 søkte Eolus om følgende endringer i konsesjonen: Installert effekt økes til 400 MW. Dette skyldes at teknologiutviklingen har gitt mer effektive vindmøller, med økt effekt og produksjonsevne pr. vindmølle. Istedenfor én trafostasjon ved Tveråga, planlegges nå produksjonen til to trafostasjoner, som plasseres lenger opp på fjellet. Det legges 132 kv kabel fra trafostasjonene og ned til Tveråga, hvor forbindelsen går over i luftlinje. 132 kv luftlinje fra Tveråga forlenges med 1,6 km, og traséen endres for å lette passasje forbi bolig- og friluftsområder. Figur 6.2: : 132 kv kabel og ny trasé for 132 kv linje til Marka transformatorstasjon (fra søknad om endring av konsesjon, 21/4-2018)

49 Helgeland Side Ny transformator i Tilrem Det planlegges å skifte ut en transformator i Tilrem transformatorstasjon. Planlagt ytelse er 40 MVA og investeringskostnader anslås til 7. mill. kr Ombygging av Leirosen Meisfjord til 132 kv. Ny Meisfjord transformatorstasjon Tilstanden på 66 kv-linja Mosjøen Holandsvika Drevvatn (/Kaldåga) Meisfjord tilsier at denne bør skiftes ut i løpet av få år. I den forbindelse planlegges det å oppgradere hele strekningen (59 km) fra 66 til 132 kv. Planene inkluderer tilknytning av linja i Leirosen transformatorstasjon, som geografisk befinner seg mellom Kaldåga og Meisfjord (Leirosen er en del av 132 kv-nettet, og dagens 66 kv-linje går rett forbi Leirosen). Bakgrunnen for planene er flersidig: 66 kv-forbindelsen fra Drevvatn mot Mosjøen vil bli relativt hardt belastet gitt full produksjon i Kaldåga og i kraftverkene som er tilknyttet i Drevvatn. Helgeland Kraft har som langsiktig mål å fase ut bruken 66 kv spenningsnivå. Ved Leirosen forventes det økt produksjon fra underliggende nett opp i 132 kv-nettet. Gitt en 132 kv-forbindelse til Mosjøen kan denne overføres mot Mosjøen (stort lastuttak hos Alcoa), i stedet for å transporteres mot sentralnettet via Sjona Langvatn Svabo Nedre Røssåga. Deler av denne strekningen har til tider flaskehals-problemer. Tilsvarende vil overskuddskraft fra Sjona-området kunne transporteres via Nesna til Leirosen og videre til Mosjøen, i stedet for å transporteres mot sentralnettet via Langvatn som nevnt over. Ombyggingen vil foregå i flere etapper. Strekningen Meisfjord Leirosen planlegges påbegynt først. Deretter tas strekningen Leirosen Drevvatn (se kap ), og til slutt strekningen fra Drevvatn via Holandsvika til Mosjøen (se kap ). Dette vil sikre at nettdriften opprettholdes under hele anleggsperioden (med unntak av ved omkoblinger). Strekningene Meisfjord Leirosen og Leirosen Drevvatn har fått konsesjon, mens strekningen Drevvatn Holandsvika Mosjøen ikke er konsesjonssøkt ennå. Strekningen fra Leirosen til Meisfjord er 10,5 km lang. Pr. i dag er denne strekningen en radial, men det kan tenkes at man i framtida vil etablere en 132 kv-forbindelse videre fra Meisfjord til Sandnessjøen (se kap ). Leirosen Meisfjord vil derfor bli bygget som FeAl 240, i likhet med resten av linja som skal bygges om til 132 kv. Investeringskostnadene for linja mellom Leirosen og Meisfjord er beregnet til ca. 34 mill. kr, inkludert riving av dagens 66 kv-linje. Planene har blitt utsatt, og ombyggingen forventes nå å bli utført rundt Ombygging fra 66 kv til 132 kv medfører at også transformatorstasjonen i Meisfjord må bygges helt om. Stasjonen er dessuten moden for full renovering, og det er derfor søkt om konsesjon på bygging av en helt ny transformatorstasjon, lokalisert litt lenger nord enn dagens stasjon (se figur 6.3). Dette medfører at en del av traséen for 132 kv-linja vil avvike noe fra dagens 66 kv-trasé.

50 Helgeland Side 50 Man kunne alternativt ha bygget den nye stasjonen like ved dagens stasjon ("alternativ 2"), men dette ville ha vanskeliggjort nettdriften under byggeperioden. Det er dessuten begrenset plass på tomta, og en evt. utvidelse ville ha berørt dyrket mark. Grunnforholdene er dessuten dårligere på dagens tomt. Figur 6.3: : Lokalisering av ny Meisfjord transformatorstasjon (nåværende plassering er vist nederst til høyre) Konsesjonssøkt trafoytelse er 20 MVA, og investeringskostnadene for stasjonen er beregnet til ca. 55 mill. kr, inkludert riving av gammel stasjon. Den nye stasjoen forventes ferdigstilt i Alternativ 2 gir samme investeringskostnader. Nullalternativet (fornye 66 kv-linja og Meisfjord transformatorstasjon) er kostnadsberegnet til 60 mill. kr Ombygging av Drevvatn Leirosen til 132 kv. Utvidelser Leirosen Som nevnt i kap er dagens 66 kv-forbindelse mellom Mosjøen og Meisfjord planlagt ombygget til 132 kv. Som en del av prosjektet vil de nye 132 kv-linjene etter planen bli tilknyttet Leirosen trafostasjon. Ombyggingen vil skje etappevis, og deler av planene har allerede fått konsesjon. For å oppnå best mulig fleksibilitet for driften i nettet er det planlagt å bygge linja som FeAl 240.

51 Helgeland Side 51 Investeringskostnadene for linjestrekningen Drevvatn Leirosen (ca. 14 km), er estimert til ca. 71 mill. kr, inkludert riving av dagens 66 kv-linje. Ombyggingen forventes gjennomført i perioden Ombyggingen omfatter også tiltak i Leirosen transformatorstasjon. Investeringskostnadene i Leirosen transformatorstasjon er beregnet til ca. 17 mill. kr Planlagte vannkraftverk I tillegg til de kraftverkene som er under bygging er det konsesjonsgitt 31 mindre vannkraftverk i utredningsområdet, med en samlet installert effekt på ca. 104 MW og en forventet årsproduksjon på ca. 295 GWh. Av disse er Leiråga og Nedre Leiråga kraftverk (med hhv. 9,9 MW og 3,3 MW installert effekt) vedtatt utbygd. Disse vil enten bli tilknyttet en ny transformatorstasjon ved Langvatn (Mo transformatorstasjon), eller et ombygd transformeringsanlegg innenfor dagens Langvatn kraftstasjon 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 delvis vil gå mot Kolsvik på Helgeland (fra Årsandøy i Nord-Trøndelag, via 132 kv-forbindelse). Det har eksistert planer av ulik størrelse for prosjektet, og pr. i dag regner man med at det maksimalt vil bli bygget ut totalt 179 MW. En begrenset utbygging på 39 MW ble ferdigstilt og idriftsatt i I tillegg kan et annet idriftsatt vindkraftverk i området Hundhammerfjellet også bidra til flyt inn mot Kolsvik. NTE Nett AS har pålagt vindkraftverkene en produksjonsbegrensning som gjør at det pr. i dag maksimalt kan gå ca. 40 MW inn mot Kolsvik fra Årsandøy; normal innmating når begge vindkraftverkene går vil være i størrelsesorden MW. Med slike innmatingsmengder har det foreløpig ikke vært nødvendig med tiltak i Kolsvik. Dersom det blir større utbygging på Ytre Vikna, kan det imidlertid bli nødvendig med tiltak.

52 Helgeland Side Konsesjonssøkte tiltak samt konkrete planer Utvidelser hos Alcoa Mosjøen Ved Alcoa Mosjøen eksisterer det planer som evt. vil øke effektuttaket gradvis framover mot Dersom planene realiseres, vil det bli behov for å øke kapasiteten i deler av nettanlegget på og i tilknytning til industriområdet Mo transformatorstasjon (tidl. Langvatn) Langvatn er både transformatorstasjon (132/22 kv) og en kraftstasjon. Stasjonen er fra 1964, og særlig 22 kv-anlegget begynner å bli modent for renovering. Samtidig er det et ønske om å skille nettanlegg (eid av Helgeland Kraft) og produksjonsanlegg (eid av Statkraft), på samme måte som det er gjort flere andre steder de siste årene. Videre har Statnett et ønske om at det installeres effektbryter på en avgang som ikke har dette, men på denne avgangen er det i dag liten fysisk plass. Det planlegges derfor å bygge en ny «Mo transformatorstasjon» rett ved dagens kraftstasjon. Mulig idriftsettelsesår er Investeringskostnadene anslås til 72 mill. kr. Et nullalternativ (beholde dagens anlegg slik det er, og reinvestere) ble opprinnelig estimert til en kostnad på ca. 36 mill. kr. Et slikt alternativ vil imidlertid ikke gi noe skille mellom nett- og produksjonsanlegg. Det har senere dessuten vist seg at et fornyet anlegg ikke vil kunne leveres og bygges på samme måte som da det ble etablert i Det er senere gjort en nærmere vurdering av et «utvidet» nullalternativ, der man forutsetter en moderne oppbygging, og dessuten prøver å etablere et funksjonsmessig skille innenfor stasjonsbygget. Dette er foreløpig kostnadsberegnet til ca. 51 mill kr. Det ser imidlertid ut til å være vanskelig å oppfylle gjeldende krav i FIKS. Også Statnetts krav om effektbryter viser seg vanskelig å få til for dette alternativet, pga. plassmangel. Det er dessuten utfordrende å fornye og bygge om anlegget samtidig som det skal være i drift.

53 Helgeland Side 53 Figur 6.4: : Plassering av ny trafostasjon, Langvatn Det har også vært vurdert å bygge en ny transformatorstasjon et annet sted i området (enn rett ved dagens kraftstasjon), men dette ser ut til å være vanskelig mhp. plass. Det foregår for tiden diskusjoner mellom Helgeland Kraft og Statkraft om mulig løsning. Når disse er avklart, vil Helgeland Kraft sende en revidert konsesjonssøknad, der alternativene beskrives mer detaljert Nye transformatorer hos Mo Industripark (Svabo/Gullsmedvik) Det er for tiden mange planer for ny industrietablering på Mo i Rana. For å dekke etterspørselen etter kraft vurderer Mo Industripark å investere i 2 3 nye krafttransformatorer Kraftutbygging ved Røssvatnet, samt 132 kv nettutbygging Planer om kraftutbygging Det foreligger flere planer for kraftverksutbygging omkring Røssvatnet (Hattfjelldal og Hemnes kommuner): Utbygging av Krutåga m.m. Krutågakraft har søkt konsesjon på utbygging av kraftverkene Krutåga, Bjørkåselva og Mølnhusbekken. De har siden fått avslag på Bjørkåselva, mens NVE har gitt positiv innstilling til OED for de øvrige kraftverkene, samt nettløsning.

54 Helgeland Side 54 Nettløsningen (også konsesjonssøkt av Krutågakraft) består av en ny transformatorstasjon (80 MVA) ved Grubben (i nærheten av Krutåga), ca. 20 km 132 kv-linje derfra til Varntresk, og en ny 220/132/22 kv (110 MVA) transformatorstasjon der, for tilknytning til eksisterende 220 kv-linje til Ajaure i Sverige. De sist oppgitte produksjonstallene for prosjektet er på til sammen ca. 69 MW installert effekt og en årsproduksjon på ca. 145 GWh. Investeringskostnader for produksjonsanleggene er estimert til ca. 540 mill. kr, mens de for nettanleggene er estimert til ca. 140 mill. kr. Andre utbyggingsplaner ved Krutåga Det er planer om flere andre enkeltkraftverk i området omkring Krutvatnet, som hvis de blir realisert - også mate inn til Grubben transformatorstasjon. Total installert effekt for disse kraftverkene vil kunne bli ca MW, avhengig av hvilke planer som eventuelt blir realisert. Utbyggingsplaner ved Nord-Røssvatnet Ved Nord-Røssvatnet har tre kraftverk fått innvilget konsesjon: Bessedørelva (8,0 MW og 17 GWh/år), Steikvasselva (5,0 MW og 14,3 GWh) og Skittresken (2,7 MW og 7,8 GWh/år). Disse kraftverkene forutsttes også tilknyttet ny trafostasjon i Varntresk, sammen med de ovennevnte prosjektene. Andre utbyggingsplaner rundt Røssvatnet I Stikkelvika ved Kjerringvatn er det gitt konsesjon til et kraftverk med installert effekt på ca. 4,9 MW og 25 GWh årsproduksjon. Dette forutsettes tilknyttet 22 kv-nettet, med innmating i Bleikvassli transformatorstasjon. Magasin og regulering For noen av alternativene i Krutåga forutsettes en viss regulering av Krutvatn. For øvrig forutsettes ingen av kraftverkene bygget med vannmagasin. Nettalternativer Da planene til Krutågakraft først ble presentert, ble det vurdert hele fem alternativer for nettutbygging på 132 kv-nivå. Siden ble disse redusert til tre: a) Alternativet nevnt ovenfor, med tilknytning til 220 kv-linje i Varntresk. b) 132 kv-linje (ca. 35 km) til Øvre Røssåga (nå: Bleikvassli transformatorstasjon). I dette alternativet var det dessuten foreslått en ny transformatorstasjon ved Røssvassbukt, for å kunne ta imot planlagt produksjon i dette området. c) 132 kv-linje (16 19 km) til Trofors, samt ombygging til 132 kv spenningsnivå i Trofors transformatorstasjon.

55 Helgeland Side 55 Det ble etter hvert søkt primært om alternativ a), og det er dette som er gitt positiv innstilling hos NVE. Figur 6.5: Nettløsning Krutåga/Røssvatnet Symboler: Stjerne: kraftstasjon (rød = ny, grønn = eksisterende). Røde linjer = 132 kv. Blå linjer = 220 kv. Stiplede linjer = planlagt. Heltrukne linjer = eksisterende. Rødt kvadrat: planlagt transformatorstasjon. Nettanleggene ble i 2009 kostnadsestimert til mill kr, avhengig av plassering av Grubben transformatorstasjon. Når det gjelder taps- og avbruddskostnader, mangler det noe sammenligningsgrunnlag med dagens nett, da nettet bygges for ny produksjon. Vi viser ellers til Krutågakrafts konsesjonssøknad for detaljer omkring teknisk-økonomiske beregninger og beskrivelser av de ulike nettalternativene.

56 Helgeland Side Utvidelser i Rana kraftverk Statkraft arbeider med rehabiliteringer i Rana kraftverk og planlegger i den forbindelse å øke ytelsen i kraftverket (med ca. 30 MW). Effektutvidelsen planlegges å skje gradvis, i perioden Produksjonsøkning er estimert til ca. 40 GWh/år Øvrige planlagte vannkraftverk Foruten kraftverksplanene som er nevnt i kap og er 10 andre vannkraftverk konsesjonsøkt. Disse utgjør til sammen ca. 79 MW installert effekt og ca. 219 GWh årsproduksjon. Av disse er to nevnt i kap , i forbindelse med planlagt produksjonsnett i Rana, hvor de øvrige planlagte kraftverkene er på utredningsstadiet Sjonfjellet vindkraftverk Norsk Grønnkraft AS har søkt konsesjon for et vindkraftanlegg på Sjonfjellet, hvor hovedalternativet innebærer 100 vindmøller à 3 MW, altså en ytelse på 300 MW, med en årsproduksjon på om lag 950 GWh. 360 MW, 1000 GWh er også nevnt som en mulighet. Investeringskostnader er anslått til 3,4 mrd. kr (utredningsansvarlig vil bemerke at spesifikk linjekostnad for 132 kv i konsesjonssøknaden er lavere enn det utredningsansvarlig benytter i tilsvarende tilfeller). Da det anses som lite sannsynlig at prosjektet kan realiseres før ordningen med kraftsertifikater går ut, er det ifølge NVEs nettsider satt i bero. Nettløsningene er derfor ikke behandlet i detalj her mhp. tap og investeringer. En vindpark på Sjonfjellet med en størrelse som angitt over vil medføre store investeringer i nettanlegg. I Norsk Grønnkraft AS sin konsesjonsøknad er det angitt at tilknytningen til sentralnettet vil skje i Rana via en ny ca. 42 km lang 132 kv-linje. Denne vil i stor grad gå parallelt med eksisterende 132 kv-forbindelse Sjona Langvatn. En alternativ nettløsning kan være å skifte ut eksisterende 132 kv-forbindelse Sjona Langvatn til et større tverrsnitt og bygge en ny forbindelse fra Langvatn til sentralnettet. Produksjonen fra vindkraftverket vil da kunne tilknyttes i Sjona. Også Nord-norsk Vindkraft AS søkte konsesjon for et vindkraftanlegg på Sjonfjellet, med inntil 124 vindmøller, samlet ytelse på om lag 436 MW, og med en årsproduksjon på rundt 1300 GWh. Denne søknaden ble imidlertid trukket. Det antas at endringer i avbruddskostnader pga. produksjonstilknytningen vil være neglisjerbare for begge de nevnte nettløsningene.

57 Helgeland Side Prosjekter på utredningsstadiet Dette kapittelet omhandler i utgangspunktet prosjekter som det ennå ikke er levert noen forhåndsmelding eller konsesjonssøknad for. Kapittel omhandler imidlertid et relativt stort geografisk område med mange ulike kraftverksprosjekter hvorav en del er forhåndsmeldt eller konsesjonssøkt. Pga. felles mulig nettløsning er det valgt å omtale disse prosjektene i ett og samme kapittel Kraftverkprosjekter i Nord-Rana, samt 132 kv nettutbygging I Nord-Rana er det planer for vannkraftverk i flere områder. Figur 6.6 viser de mest konkrete prosjektene, samt eksisterende 132 kv-nett og trafostasjoner (merket med rødt i figuren). Kraftverkprosjekter og nettutbygging som det av geografiske årsaker er naturlig å se i sammenheng er presentert her samlet, selv om noen av anleggene er konsesjonsgitt eller konsesjonssøkt (og ut fra det aspektet kunne vært omtalt i foregående hovedkapitler). Både trafostasjonene og 132 kv-nettet på figuren er eid av Mo Industripark. De viktigste kraftverkprosjektene er beskrevet nedenfor, gruppert etter område: Hjartåsen: Miljøkraft Nordland søkte i 2013 om konsesjon for Hjartåsen kraftverk (21 MW og 52 GWh/år). I konsesjonssøknaden søkes det også om en trafostasjon med ytelse 24 MVA i nærheten av kraftverket, samt en 19 km lang 132 kv-linje av typen FeAl 120 (tegnet med svart linje på figur 6.6). Linja forutsettes tilknyttet til eksisterende trafostasjon ved Ørtfjell. Fire andre kraftverk i det samme området er på utredningsstadiet (til sammen 16 MW og 76 GWh/år). I konsesjonssøknaden er investeringene for nettløsningen anslått til ca. 69 MNOK, inkl. trafostasjon ved Hjartåsen og nødvendige tiltak for tilknytning i Ørtfjell. Det er dessuten oppgitt en kapitalisert tapskostnad på 3,2 MNOK (forutsatt at kun Hjartåsen kraftverk tilknyttes). Det er også beskrevet en alternativ nettløsning, der forbindelsen fra kraftverket bygges til Ørtfjell som 22 kv FeAl 240. Det vil da bare være behov for en koblingsstasjon ved kraftverket, i steden for en trafostasjon. Det er ikke oppgitt investeringskostnader for dette alternativet. Utredningsansvarlig beregnet senere nye kostnadsestimater for begge alternativer, med utgangspunkt i et oppdatert kostnadsunderlag som brukes i tilsvarende utredninger. Dette gir en god del høyere investeringskostnader for 132 kv-alternativet, rundt 110 MNOK, mens 22 kv-alternativet anslås til ca. 80 MNOK (inkl. trafoskifte i Ørtfjell). Kapitaliserte tapskostnader for 22 kv-alternativet anslås til ca. 8 MNOK. NVE har gitt negativ innstilling til OED for Hjartåsen kraftverk. Dersom dette likevel blir realisert, vil også de andre planlagte kraftverkene i området kunne tilknyttes til trafostasjonen der, og overføre sin produksjon via samme produksjonsradial. Dette forutsetter imidlertid at denne bygges som 132 kv. Rabben: Det er søkt om konsesjon for Rabben kraftverk (15 MW), som primært tenkes tilknyttet Ørtfjell trafostasjon, nevnt ovenfor, via en 6,5 km lang 22 kv-kabel. Tilknytningen vil sannsynligvis kreve trafoskifte og div. ombygging i stasjonen. Kostnadene for nettløsning anslås til ca. 15 mill kr. Rabben er gitt positiv innstilling til OED.

58 Helgeland Side 58 Fire andre kraftverk i området er på utredningsstadiet (10 MW og 32 GWh/år). Disse tenkes primært tilknyttet Ørtfjellveien (Storforshei) trafostasjon (merket ØV på figuren) via en 22 kv kabel eller linje. Storforshei: I dette området er det allerede en del små kraftverk i drift. Her er fire kraftverk på utredningsstadiet (til sammen 6 MW og 16 GWh/år) som forutsettes tilknyttet Ørtfjellveien trafostasjon via 22 kv-radialer eller via forsterket distribusjonsnett. Reinforsen: Eksisterende Reinforsen kraftverk er på 3,4 MW og 28,0 GWh/år, men det er planer om å øke installert effekt til 8,6 MW. Planene er imidlertid ennå noe usikre. Reinforsen kraftverk er i dag tilknyttet 22 kv distribusjonsnett i området, inkl. en ca. 9 km lang 22 kv overføringsforbindelse til regionalnettspunktet Langvatn. Røvassdal: Her er gitt konsesjon til Blakkåga (9,9 MW og 28,0 GWh/år) og Røvassåga (5,0 MW og 15,6 GWh/år) kraftverk. Tverråga kraftverk i samme område har fått avslag. Dersom de to kraftverkene blir realisert, er det to nettalternativer som synes aktuelle: 1. Tilknytning via en ca 14 km lang 22 kv-kabel (vist med blått i figuren) til en ny trafostasjon i Plurhei (ca. 30 MVA), like ved Reinforsen kraftverk. Dette forutsetter at produksjonsøkningen i Reinforsen blir realisert, slik at produksjonen derfra også mates inn til samme trafostasjon. Dersom denne trafostasjonen blir bygget, vil den også kunne fungere som innmatingspunkt til distribusjonsnettet i området. 2. Tilknytning via en ca. 11 km lang 22 kv luftlinje (vist med blått i figuren) til Ørtfjellveien (Storforshei) trafostasjon. Dette alternativet antas mest aktuelt dersom det ikke blir noen produksjonsøkning i Reinforsen, eller dersom denne blir utsatt. Dersom produksjonen i Røvassdal tilknyttes her, vil det sannsynligvis kreve trafoskifte og div. ombygging i stasjonen. Det vil i så fall antakelig være fornuftig å evt. tilknytte også Rabben kraftverk i samme stasjon, slik at man unngår behov for trafoskifte i to trafostasjoner. Anlegg Ca. lengde (km) Ca. invest. (mill kr) 1 Hjartåsen sekundærstasjon kv kabel/linje, Hjartåsen Ørtfjell kv kabel, Røvassdal Plurhei Plurhei sekundærstasjon kv linje, Røvassdal Ørtfellveien Ombygging, Ørtfjellveien trafostasjon Ombygging, Ørtfjell trafostasjon Evt. 22 kv-linje Reinforsen Langvatn 9 22 Tabell 6.2: : Overslag over investeringskostnader, nettløsning

59 Helgeland Side 59 Tabell 6.2 viser et grovt overslag av oppdaterte investeringskostnader på regionalnettsnivå for ovennevnte nettløsninger. (Det er ikke tatt med kostnader for 22 kv produksjonsradialer fra hvert kraftverk, eller ombygging av distribusjonsnett i forbindelse med evt. trafostasjon på Plurhei.) Merk at kostnadene for ombygging i Ørtfjellveien (6) eller Ørtfjell (7) trafostasjoner er særlig usikre. Ytelse på evt. ny trafo avhenger av hvor mange av kraftverkene som blir realisert. Figur 6.6: : Mulig nettløsning, småkraftverk s i Nord-Rana. Kraftverk er vist med stjerne, sekundærstasjoner er vist med kvadrat. Tabell 6.3 viser nettløsninger for ulike kombinasjoner av kraftutbygginger (A D), der det er forutsatt at både produksjonen i Røvassdal og økningen i Reinforsen blir realisert. Nettløsningene er grupppert i to hovedalternativer: ny trafostasjon ved Plurhei eller ombygging og tilknytning i eksisterende trafostasjon i Ørtfjellveien. For hvert alternativ er det vist i kolonnen «nettanlegg» hvilke anleggsdeler i tabell 6.2 som inngår. Investerings- og tapskonstader er beregnet for hvert alternativ. Merk at øvrige kraftverksplaner som er på utredningsstadiet ikke er tatt med i tapsberegningene. Da nettalternativene kun gjelder tilknytning av produksjon, inngår ikke avbruddsskostnader.

60 Helgeland Side 60 Kraftverksprosjekter: Komb. Røvass -dal Økn. Reinf. Rabben Nett- løsning: Hjart- åsen Nettanlegg Invest. (MNOK) Tap (MNOK) Totalt (MNOK) Plurhei A x x x x 1, 2 + 3, B x x x 3, C x x x 1, 2 + 3, D x x 3, Ørtfjellveien A x x x x 1, 2 + 5, B x x x 5, C x x x 1, 2 + 5, D x x 5, Tabell 6.3: : Kombinasjoner av kraftutbygging og nettløsninger Vi ser at for kombinasjon A og B, der Rabben kraftverk inngår, har tilknytning i Ørtfjellveien trafostasjon de laveste kostnadene. For kombinasjon C og D, der Rabben ikke er med, er en ny trafostasjon i Plurhei marginalt rimeligere. Det tas imidlertid forbehold om resultatene, da flere av kostnadselementene ennå er svært usikre. Da Hjartåsen kraftverk har fått negativ innstilling til OED, vil det være aktuelt å se på tilsvarende kombinasjoner der elementene 1 (Hjartåsen kraftverk) og 2 (forbindelsen Hjartåsen) i tabell 6.2 ikke er med. Det kan bli aktuelt med andre kombinasjoner av kraftutbygginger, der produksjonen i Røvassdalen og/eller økningen i Reinforsen uteblir. Dette vil antakelig gjøre alternativet med trafostasjon i Plurhei uaktuelt. Dersom begge disse prosjektene uteblir, vil en tilknytning av Rabben kraftverk mest sannsynlig skje i Ørtfjell trafostasjon (pkt. 7 i tabell 6.2), evt. sammen med Hjartåsen kraftverk (pkt. 1 og 2) dersom dette også blir realisert. Hvis produksjonen i Røvassdalen blir realisert, men ikke økningen i Reinforsen, vil denne kunne tilknyttes i Ørtfjellveien, evt. sammen med Rabben (pkt. 5 og 6 i tabell 6.2). Hvis økningen i Reinforsen kommer uten at det blir produksjon i Røvassdal, er antakelig det mest aktuelle en 22 kv-linje til Langvatn (pkt. 8 i tabell 6.2) Ny transformator i Grytåga kraftverk Pga. økt produksjon i distribusjonsnettet under Grytåga de siste årene samt planer om ytterligere produksjon i området vurderes det å investere i økt transformatorkapasitet i Grytåga. Investeringskostnader er foreløpig anslått til rundt 10 mill. kr.

61 Helgeland Side Øvrige planlagte vannkraftverk Foruten de kraftverkprosjektene som er nevnt i foregående kapitler, eksisterer det planer om ytterligere 61 kraftverk i utredningsområdet. Til sammen har disse en installert effekt på ca. 230 MW og en forventet årsproduksjon på ca. 730 GWh. Disse tallene gir imidlertid et noe misvisende bilde av realiserbart potensial, da ca. 150 MW og ca. 440 GWh/år kommer fra planer og potensialkartlegginger innenfor området for forvaltningsplan Vefsna. Pga. vernet av Vefsna anses det som realistisk at kun deler av dette vil kunne bli realisert. I prognosen for stor utbygging (se kap ) er det derfor anslått en øvre grense for det realiserbare potensialet i dette området lik halvparten av det totale kartlagte potensialet. Med dette som forutsetning har vi inkludert ca. 155 MW og 510 GWh/år fra vannkraftverk på utredningsstadiet i produksjonsprognosen stor utbygging Renovering Trongsundet Sømna. Ny/ombygget Sømna sekundærstasjon. På bakgrunn av tilstand bør om noen år 66 kv-linja Trongsundet Sømna, som forsyner Sømna transformatorstasjon, renoveres. Transformering fra 132 kv til 66 kv (innmating i 66 kv-nettet) skjer i dag i Trongsundet transformatorstasjon. På bakgrunn av at man ønsker å gå bort fra 66 kv som spenningsnivå, er planen å erstatte dagens linje med en 132 kv-linje. Det er så langt ikke gjort noen detaljert befaring, men en foreløpig vurdering tilsier en linje på ca. 15,5 km mot dagens 19,1 km. Foreløpig kostnadsestimat er på 45 mill. kr. Sømna trafostasjon må da også bygges om fra 66/22 kv til 132/22 kv. Det antas at dette, sammen med nødvendig fornying av stasjonen, vil ha en totalkostnad på ca. 45 mill. kr. En foreløpig beregning viser at kapitaliserte tapskostnader forventes å reduseres med ca. 7 mill. kr som følge av ombyggingen. Et annet alternativ vil være å bygge 132 kv-linja i samme trasé som dagens 66 kv-linje. Dette vil overflødiggjøre ervervelse av ny trasé, og kostnader forbundet med dette. Til gjengjeld antas at denne traséen er ca. 3,5 km lenger, noe som gir ca mill. kr høyere investeringskostnader. Tapskostnadene vil også bli marginalt høyere. Null-alternativet, dvs. fornying av eksisterende 66 kv-anlegg, er kostnadsberegnet til ca. 60 mill. kr, hvorav ca mill. kr er fornyet 66 kv-linje og resten er fornying av trafostasjon. Prosjektet kan tidligst være ferdig i Ombygging av Kaldåga/Drevvatn Holandsvika Mosjøen til 132 kv Som nevnt i kap og kap , er dagens 66 kv-nett mellom Drevvatn og Meisfjord planlagt ombygget til 132 kv, og arbeidet vil skje etappevis. Når dette er blitt utført er det planlagt å også bygge om 66 kv-nettet mellom Drevvatn og Mosjøen til 132 kv. Forbindelsen er 30,7 km lang og går via Holandsvika transformatorstasjon. Arbeidet kan tidligst være ferdig i Som for resten av det nye nettet bygges det FeAl 240, for maksimal fleksibilitet i nettdriften.

62 Helgeland Side 62 Investeringskostnadene for linjestrekningen er estimert til 100 mill. kr, inkludert riving av dagens 66 kv-linje og diverse ombygginger i Mosjøen transformatorstasjon i forbindelse med tilknytning der. I tillegg må Holandsvika transformatorstasjon bygges om fra 66 kv til 132 kv. Dette er foreløpig kostnadsberegnet til ca. 35 mill. kr. Planene er en del av et langsiktig mål om å utfase 66 kv-nettet. Dessuten kan det nevnes at det foreligger planer for industrietablering i området rundt Holandsvika. Økt uttak i Holandsvika vil være et tilleggsargument for å øke nettkapasiteten på strekningen Drevvatn Holandsvika Mosjøen. Nullalternativet (fornye 66 kv-linja og Holandsvika transformatorstasjon) er anslått å koste 125 mill. kr Forbedret overføringskapasitet mellom regional- og sentralnett i Rana I Rana kommune er det både stort forbruk og mye produksjon; dessuten benyttes regionalnettet til tider til å transportere effekt nordfra mot sentralnettet i Nedre Røssåga. Det er begrenset overføringskapasitet mellom regionalnett og sentralnett, og stålovnen legger i tillegg før føringer for driften i regionalnettspunktet Svabo. Videre går deler av regionalnettet gjennom byen og beslaglegger areal. På bakgrunn av ovennente vurderes det å etablere en ny forbindelse mellom regionalnett og sentralnett, der en mulig løsning er å bygge en ca. 7,5 km lang 132 kv-linje fra Langvatn til sentralnettet (kostnad ca. 26 mill. kr.). Hvis man i tillegg skal øke transformatorkapasiteten mot sentralnettet, kan det påløpe ytterligere kostnader på i størrelsesorden 200 mill. kr. Det er foreløpig ikke gjort nærmere vurderinger av tiltaket, og mulig idriftsettelse anslås til midt på 2030-tallet. Nullalternativet innebærer at det etter hvert må reinvesteres i dobbeltlinja Nedre Røssåga Svabo, noe som man antar må skje omtrent på samme tid, altså midt på 2030-tallet. Kostnadene for dette anslås til ca. 220 mill. kr Ny transformatorstasjon i Sandnessjøen Distribusjonsnettet i og rundt Sandnessjøen forsynes i dag via to 6 km lange 22 kv-linjer fra Alsten transformatorstasjon, som ligger sør for byen. En del av lasten i bynettet forsynes direkte fra 22 kv, mens en del forsynes via 22/11 kv-transformatorer i Sandnes tertiærstasjon. Transformatorene i Sandnes gir ikke full gjensidig reserve, og det er dessuten besluttet å fase ut 11 kv som spenningsnivå. Ved ombygginger og renovering i nettet flyttes derfor last for tiden systematisk over til 22 kv-nettet. De siste årene har det vært en kraftig lastutvikling i områdene nord og øst for byen, særlig i Horvnes-området, hvor det er etablert en oljebase. De to 22 kv-linjene fra Alsten er derfor etter hvert blitt forholdsvis sterkt belastet.

63 Helgeland Side 63 Det har vært forventet en ytterligere lastøkning i disse områdene, og det har derfor vært vurdert alternativer til dagens nettløsning. De siste årene har imidlertid lastøkningen flatet noe ut. Deler av lasten i området kan alternativt forsynes via en 22 kv-forbindelse fra Meisfjord transformatorstasjon nord for Sandnessjøen, med sjøkabel over Leines. Denne forbindelsen har imidlertid ikke tilstrekkelig kapasitet til å fungere som hovedforsyning. Avstanden er dessuten stor, og det er planer om industrietablering også langs denne strekningen, noe som vil legge beslag på ytterligere kapasitet. Da det vil være vanskelig å øke kapasiteten i særlig grad i en 22 kv-overføring fra Alsten transformatorstasjon, vil en alternativ nettløsning være å etablere en ny 132/22 kv transformatorstasjon nærmere Sandnessjøen by, fortrinnsvis i nærheten av dagens koblingsstasjon i Strendene. Pga. klimatiske forhold forventes det at en slik transformatorstasjonen vil måtte bygges som en innendørs stasjon med SF6-anlegg. Utfra en vurdering av konsekvenser ved utfall er det forutsatt to transformatorer (2x40 MVA) og doble samleskinner både på 132 kv og 22 kv. Kostnadene for hele stasjonen forventes å bli ca. 60 mill. kr. Transformatorstasjonen kan tilknyttes eksisterende 132 kv-linje mellom Leirosen og Alsten via to parallelle 132 kv-kabler, slik at man oppnår tosidig forsyning. Eksisterende linje vil da kuttes ca. 3 km nord for Alsten (se figur 6.7). De parallelle kablene vil bli ca. 10 km fram og tilbake, og er foreløpig kostnadsberegnet til ca. 35 mill. kr. Det bør dessuten antakelig foretas renovering/fornying av de 3 kilometrene med linje mot Alsten. Kostnadene for dette er estimert til ca. 10 mill kr. Alternativt kan tilkytningen av trafostasjonen gjøres direkte mot Alsten trafostasjon. Man vil da benytte kabler ca. 1,3 km fra Sandnessjøen i retning Alsten, deretter luflinje ca. 5,5 km. Altså totalt 2,6 km kabel (kostnad ca. 10 mill. kr.) og 11 km luftlinje (ca. 39 mill. kr). Ren fornying av eksisterende 22 kv overføringslinjer antas å ville koste ca. 30 mill. kr, men dette vil ikke gi noen kapasitetsøkning. I tillegg kommer kostnader for renovering av eksisterende 22/11 kv tertiærstasjon (Sandnes), der nødvendige tiltak som er kartlagt pr. i dag utgjør ca. 5 mill. kr. Det er gjort tapsberegninger for disse nettalternativene der det er forutsatt at hele bynettet er flyttet fra 11 til 22 kv-nett, slik at tapene i distribusjonsnettet er det samme i alle tilfeller. Beregningene viser at en ny stasjon som beskrevet vil gi en reduksjon i kapitalisert tapskonstnad på mellom 7 og 14 mill. kr, relativt dagens nett, avhengig av lastutvikling (økning mellom 0 og 6 MW). Dersom lastøkningen blir vesentlig høyere enn dette vil dagens 22 kv-linjer bli overbelastet, og det vil mangle grunnlag for sammenligning av tapskostnader. Avbruddskostnader forventes å avta som følge av en ny transformatorstasjon, men bare marginalt. Pga. utviklingen i oljebransjen for tiden har lastøkningen flatet ut, og det er derfor besluttet å se an videre lastutvikling før man evt. går videre med planer om ny transformatorstasjon. Byggetidspunkt er foreløpig satt til 2025, men dette er altså usikkert. En evt. ny trafostasjon ved Strendene vil imidlertid muliggjøre en 132 kv-forbindelse derfra via sjøkabel over til Leines og til Meisfjord transformatorstasjon (etter at denne er blitt

64 Helgeland Side 64 ombygget til 132 kv (se kap ). Dette vil kunne være et aktuelt alternativ til å fornye den 29,3 km lange 132 kv-linja mellom Leirosen og Alsten, som går i et svært krevende terreng. En evt. 132 kv-forbindelse mellom Strendene og Meisfjord er nærmere beskrevet i kap Det har også vært vurdert om en ny transformatorstasjon i Sandnessjøen vil gjøre dagens Alsten transformatorstasjon overflødig. Denne forsyner imidlertid en stor del av kystområdet i regionen, med flere sjøkabler ut til øyene, og det er derfor så langt konkludert med at denne må beholdes uansett nettløsning. Fig igur 6.7: Hovedalternativ forsyning av ny transformatorstasjon Sandnessjøen Blå linje: Renovert 132 kv-linje. Blå stiplet linje: Ny 132 kv-kabel (fram og tilbake) Ny forbindelse Strendene - Meisfjord Som nevnt i kap vil en eventuell ny trafostasjon i Strendene ved Sandnessjøen gjøre det mulig å bygge en 132 kv-forbindelse derfra via sjøkabel over til Leines og videre til Meisfjord transformatorstasjon (etter at denne er blitt ombygget til 132 kv, jf. kap ) Både den foreslåtte forbindelsen mellom Sandnessjøen og Meisfjord, og den eksisterende mellom Leirosen og Alsten, er vist i figur 6.8.

65 Helgeland Side 65 Forbindelsen mellom Meisfjord og landtak for sjøkabel (ca. 4,5 km luftlinje) er kostnadsestimert til ca. 15 mill. kr. Selve sjøkabelen (ca. 6 km) er estimert til ca. 74 mill. kr, mens forbindelsen videre derfra til Strendene i Sandnessjøen (ca. 2,2 km jordkabel) er estimert til ca. 12 mill kr. Figur 6.8: : Framtidige alternativer for regionalnett Leirosen Alsten Blå linje: Dagens 132 kv-linje Leirosen Alsten. Rød linje: Planlagt 132 kv-linje Leirosen Meisfjord. Lilla linje: Mulig framtidig 132 kv-linje Meisfjord Sandnessjøen - Alsten. En slik forbindelse vil kunne være et aktuelt alternativ til å fornye den 29,3 km lange eksisterende 132 kv-linja mellom Leirosen og Alsten. Denne går i et svært krevende terreng, og en fornying av linja vil være kostnadskrevende. En normal kostnad for en 132 kv-linje med denne lengden tilsvarer ca. 100 mill. kr, og det er rimelig å forvente at kostnadene i dette tilfellet vil ligge en del høyere. Det er imidlertid ikke gjort noen beregninger av dette så langt. Det er gjort foreløpige beregninger av tapskostnader for tre tilfeller (i alle tilfellene forutsettes en ny 132 kv-forbindelse fra Leirosen til Meisfjord, som beskrevet i kap ):

66 Helgeland Side 66 Dagens forbindelse mellom Leirosen og Alsten beholdes som i dag (dette blir dermed å betrakte som et nullalternativ for denne forbindelsen). Kapitalisert tapkostnad: ca. 16 mill. kr. Dagens trasé mellom Leirosen og Alsten beholdes, men linja oppgraderes til FeAl 240. Kapitalisert tapskostnad: ca. 10 mill. kr. Det bygges en ny 132 kv-forbindelse fra Meisfjord til ny transformatorstasjon i Strendene, som beskrevet ovenfor. Det forutsettes en 132 kv-kabel videre fra Strendene til Alsten transformatorstasjon (den ene av de to beskrevet i kap Kapitalisert tapkostnad: ca. 9 mill. kr. Denne er imidlertid usikker, da nøyaktig trasé og data for sjøkabel er uavklart. Isolert sett kommer altså en ny forbindelse best ut økonomisk, men den forutsetter altså at det bygges en ny trafostasjon i nærheten av Sandnessjøen, noe som er en stor investering (ca. 100 mill. kr, se kap ). Byggetidspunkt er foreløpig satt til 2025, men dette er usikkert Ny spole i 132 kv-nettet 132 kv-nettet på Helgeland har de siste årene fått økt innslag av kabler i forhold til tidligere. Disse resulterer i et langt høyere innslag av ladestrømmer enn før. Det er gjort flere utskiftinger/investeringer i spoler på Helgeland de siste årene, men disse anses likevel ikke som tilstrekkelige for de ulike drifts- og feilsituasjoner som kan oppstå, og montasje av minst én spole til i nettet anses som en nødvendighet for å få oppfylt kap i FIKS. Årstall for montasje av nye spoler kan være fra ca til ca Investeringskostnad for en 300 A-spole (sannsynlig ytelse) anslås til ca. 6 mill. kr, uavhengig av hvor den plasseres. Spoler antas å ikke ha nevneverdig innvirkning på tapskostnader. Avbruddskostnadene antas å bli noe redusert når ny spole installeres Sjona transformatorstasjon På samme måte som i andre tilsvarende stasjoner er det et ønske om å adskille nettanlegg og produksjonsanlegg i Sjona. Videre har en av transformatorene for liten kapasitet til å ta imot all potensiell produksjon i området. Det vurderes derfor å bygge en ny Sjona transformatorstasjon, like ved kraftstasjonen, med transformatorytelse på anslagsvis 20 MVA. Investeringskostnader er anslått til 40 mill. kr. Imidlertid er nå en del av produksjonsplanene i underliggende nett blitt mindre aktuelt enn før; dette gjør at prosjektet er utsatt på ubestemt tid. Mulig gjennomføring kan være rundt 2030.

67 Helgeland Side Rehabilitering av sjøkabel Nesna Levang På forbindelsen Nesna Leirosen inngår en ca. 3 km lang oljefylt sjøkabel fra Det planlegges å skifte denne ut i løpet av utredningsperioden pga. tilstanden for de tre énlederne og oljeanleggene i hver ende av dem. I stedet for ny oljekabel vil man velge PEX-kabel, sannsynligvis med tverrsnitt 630 eller 875. Investeringskostnader er anslått til 40 mill. kr, og tiltaket antas å bli utført omkring Det foreligger ikke noe alternativ 2 til denne utskiftingen. Teoretisk kunne man tenke seg et tre km langt luftspenn, men terrenget er for lavt på begge sider til at dette anses som et reelt alternativ Utvidelser av regionalnettet i Mosjøen I dag er det to regionalnettsstasjoner som forsyner Mosjøen og omegn: Mosjøen transformatorstasjon og Marka transformatorstasjon. Fra disse to stasjonene er det uttak til 22 kv fordelingsnett. Maksimal forekommende last under stasjonene begynner å nærme seg grensen for hva som er praktisk å overføre via 22 kv-nett, og det gjør det vanskelig å oppnå reserve ved utfall eller revisjoner. Helgeland Kraft vurderer derfor å etablere en ringforbindelse mellom Marka og Mosjøen som gir mulighet til tosidig forsyning av lasten under de to transformatorstasjonene. Investeringskostnader kan bli opp mot 90 mill. kr., avhengig av løsning. Mulig idriftsettelsesår er Ny transformatorstasjon i Trofors-området I forbindelse med framtidig ombygging i Trofors transformatorstasjon, kan det bli nødvendig å etablere en ny stasjon for transformering fra 132 kv til 22 kv. Mulig tidspunkt for gjennomføring er en gang i perioden Kostnadene er estimert til omkring 45 mill. kr.

68 Helgeland Side Øvrige prosjekter omtalt i forrige utredning I dette delkapittelet nevnes prosjekter som har blitt omtalt i tidligere utredninger, men som har fått avslag på konsesjonssøknad eller av andre grunner er blitt uaktuelle. Disse prosjektene vil neppe bli omtalt i neste kraftsystemutredning Mosjøen vindkraftverk Fred Olsen Renewables AS konsesjonssøkte i 2011 et vindkraftverk på Reinfjellet utenfor Mosjøen, i Vefsn og Grane kommune. Områdets totale størrelse var på ca. 30 kvadratkilometer. Investeringskostnader var anslått til 3,9 milliarder kroner. Det var aktuelt med inntil 105 vindmøller med en samlet ytelse på 315 MW og en årsproduksjon på inntil 900 GWh. Nett-tilknytning skulle være en ny 132 kv-ledning til Marka. Søknaden ble avslått av NVE. Avslaget ble anket til OED som ga prosjektet endelig avslag Kalvvatnan vindkraftverk Fred Olsen Renewables fikk opprinnelig innvilget konsesjon av NVE for Kalvvatnan vindkraftverk i Bindal kommune, men beslutningen ble anket til OED som gjorde om på vedtaket, dvs. at søknaden ble avslått. Antatt ytelse var på 225 MW, med en årsproduksjon på opp mot 600 GWh. Planområdets størrelse var på ca. 39 kvadratkilometer. Det var planlagt 3 separate samlinger med vindturbiner med hver sin transformatorstasjon, og disse 3 stasjonene skulle forbindes via 132 kv-ledning. I den ene av stasjonene skulle det være transformering og tilknytting til eksisterende forbindelse Kolsvik Namsskogan. Investeringskostnader var anslått til 2,7 milliarder kr Strupen transformatorstasjon Det er tidligere gitt konsesjon for bygging av Strupen transformatorstasjon, innskutt på dagens 132 kv-linje mellom Sjona kraftverk og Langvatn kraftverk, med 132 kv-felt i hver retning. Trafostasjonens funksjon skulle være å ta imot planlagt produksjon i området rundt Langvatnet (Leiråga og Nedre Leiråga kraftverk, på til sammen 13,2 MW). Da imidlertid produksjonsplanene ble utsatt, og det etter hvert ble planlagt bygging av ny transformatorstasjon ved Langvatn, åpnet det seg en mulighet til å knytte produksjonen til der i stedet. Det er pr. i dag ikke endelig avklart om det blir bygget en helt ny transformatorstasjon ved Langvatn (Mo transformatorstasjon) eller om det bare blir foretatt ombygginger i dagens transformeringsanlegg innenfor Langvatn kraftstasjons område, men det vil i alle tilfelle bli lagt til rette for at den nevnte produksjonen kan tiknyttes der, i stedet for via en ny transformatorstasjon på Strupen.

69 Helgeland Side 69 På bakgrunn av dette vil konsesjonssøknaden for Strupen transformatorstasjon bli trukket så snart det innvilges konsesjon for enten ombygging eller ny stasjon ved Langvatnet. Figur 6.9: : Kraftutbygging i Langvatn-området og trafostasjon i Strupen Termisk kraftverk, Mo i Rana Det har lenge eksistert planer om å etablere et termisk kraftverk på Mo Industripark sitt område, med potensial til å produsere i overkant av 200 GWh/år. Det anses imidlertid nå som lite sannsynlig at det vil bli bygget Elektrifisering av oljeinstallasjoner på norsk sokkel Utenfor kysten av Helgeland er det gjort flere petroleumsfunn som kan bli utbygd i løpet av utredningsperioden. Dersom disse skulle elektrifiseres fra land, kunne det muligens skje fra Helgeland (mulig effektbehov på i størrelseseorden MW pr. felt). Det anses imidlertid nå for lite sannsynlig at en slik elektrifisering fra Helgeland vil bli realisert.