VELKOMMEN TIL REGIONMØTE MIDT-NORGE 2013 HURTIGRUTEN, NOVEMBER

Transkript

1 VELKOMMEN TIL REGIONMØTE MIDT-NORGE 2013 HURTIGRUTEN, NOVEMBER

2 Dag 1: Onsdag 6. november 12:00 13:00 LUNSJ 13:00 13:15 Velkommen til regionmøte, Arne Utne 13:15 14:00 NUP 2014, Knut S Hornnes 14:00 14:30 Tariff, Ole Jacob Høyland 14:30 15:00 PAUSE 15:00 15:30 Ørskog Sogndal, Ove Bratberg 15:30 16:00 Byggeprosjekter og nettdrift hånd i hånd? Sigbjørn Hanem 16:00 16:30 PAUSE 16:30 17:00 Vindkraftprosjektet til Sarepta på Fosen Knut I Nyhaug Sarepta Energi 17:00 17:30 Midt Norge i dag, mange everk hva om 10+ år? Ståle Gjersvold, TrønderEnergi 20:00 Vi møtes til REGIONMØTEMIDDAG i Panoramasalongen

3 Nettutviklingsplan 2013 Gunnar G. Løvås Konserndirektør

4 Agenda Drivkrefter, innenlands og i Norden Vår plan Hovedbilde Egenskaper Per region Oppsummering

5 Fremtiden er elektrisk

6 Involverende prosess Fem eksterne regionale høringsmøter Ett nasjonalt høringsmøte Bred involvering i tidligfase av vår prosjektutvikling

7 Urbanisering og befolkningsvekst

8 Fornybarsatsingen

9 Næringsutvikling, industri og bergverk

10 Landstrøm til petroleumsnæringen Åpnede områder på norsk sokkel

11 Norge som gassleverandør

12 Drivkreftene aggregert Sterke behovsdrivere Mer kraftflyt i nord sør retning Nettbehov i hele landet Vi trenger en sterkere kystriksvei

13 Norden og Europa Mer fornybar kraft og nett Nordisk kraftoverskudd Mer nord sør flyt i Norden Styrking av Europeiske energimarkeder Øket handelskapasitet mellom landene

14 Neste generasjon sentralnett møter behovene 2013 Neste generasjon sentralnett Neste generasjon sentralnett

15 Mellomlandsforbindelser Søkt konsesjon til Tyskland og England

16 Uendret investeringsnivå 5 7 mrd kr årlig de ti nærmeste årene Investeringsanslaget uendret Balansert plan Ulike behov, aktivitetsnivå og kostnader Forutsigbart aktivitetsnivå Markedsutvikling, leverandører og kompetansebygging Planen møter behovene de kommende årene

17 Balansert utvikling og tøffe prioriteringer Hard prioritering og behovsprøving Forsyningssikkerhet i utsatte områder må ivaretas Møte behovene i tett samarbeid med nye store forbrukere Krevende å etterkomme alle ønsker Nødvendig koordinering med ny produksjon og regionalnett Begrense nye tiltak og sentralnettets utstrekning

18 Gjennomføringsevne Sikker forsyning / helse, miljø og sikkerhet Gjennomføringskapasiteten er økt Må opprettholde drift samtidig med nettutbygging Forsvarlig aktivitetsnivå HMS i fokus

19 Spenningsoppgraderinger Reduserte naturinngrep, spart tid og kost 33 % Ny ledning ny trasé 67 % Spenningsoppgrade ring totalt

20 Region Nord Ofoten Balsfjord Igangsettes vår 2014 Balsfjord Hammerfest Stegvis utvikling Venter konsesjon 2014 Skaidi Varangerbotn Konsesjon søkes 2015 Lofoten/Vesteråle Utredes

21 Region Midt Ørskog Sogndal Ferdigstilles 2016 Namsos Trollheim Vindkraft utløser delstrekninger Øket kapasitet gjennom regionen Nyhamna Utredes

22 Region Vest Sima Samnanger Ferdigstilles 2013 Kollsnes Mongstad Modalen Industri og forsyningssikkerhet Karmøy regionen Elektrifisering Utsira og Hydro Karmøy utredes i nært samarbeid med aktørene

23 Region Sør Østre- og Vestre korridor Forsyningssikkerhet Fornybar produksjon Lyse Stølaheia Befolkningsvekst Rogaland SK4 NSN Nord.Link

24 Region Øst Befolkningsvekst Nettplan Stor-Oslo Under utarbeidelse Lillehammer Hallingdal Ytre Oslofjord Kabler

25 Fremtiden er usikker Hvor og når kommer ny industri og petroleum? Mange har søkt konsesjon ny produksjon, men hvem bygger og hvor? Koordinering er nødvendig

26 Fremtiden er elektrisk

27 Vi er i gang Betydelige oppgraderinger i hele landet Årlige investeringer på 5-7 mrd kr En balansert plan Møter behovsutviklingen i samfunnet

28 Tariffstrategi Hvordan påvirker nettutviklingen tariffen? Utfordringene framover? Regionmøter 2013 Ole Jacob Høyland

29

30 Mrd. NOK (2010-kroner) TWh Behov for mer nett - mange drivkrefter Energi- og miljøpolitiske mål: Fornybarutbygging, elektrifisering og mellomlandsforbindelser Forsyningssikkerhet stadig viktigere Likere priser og tilgjengelighet over hele landet Nettets beskaffenhet: Nærmere kapasitetsgrensene Aldrende nett Mer sårbare for feil og avbrudd Økende forbruk: Vi blir stadig flere som bor i byene Ny næringsvirksomhet (f.eks. petroleum) Historiske og forventede investeringer og forbruksutvikling (Mrd. NOK 2010-kroner, TWh) Produksjonsanlegg Regional- og distribusjonsnett Sentralnett Forbruk (TWh) Forventet forbruk (TWh) mrd kroner i nettinvesteringer, 117 mrd kr i nåverdi nær det tredobbelte av tidligere nivå

31 Hvorfor koster det så mye å bygge ut nettet? Endret klima medfører større krav til robuste anlegg Bygger mer i ulendt terreng Ikke veitilgang Presses til å bygge lenger opp på fjellet Økte materialkostnader Krever helikoptertransport av alt mannskap og materiell Mer kabling i tettbygde strøk Komplisert å bygge om eksisterende stasjoner Krav fra myndigheter, økte krav til forsyningssikkerhet

32 Alle har nytte av investeringene Produksjon har nytte av kabler Kabler øker forsyningssikkerhet Ny fornybar får tilknytning til nettet Industrien nyter godt av økt innenlandsk produksjon Alminnelig forbruk nyter godt av økt forsyningssikkerhet og stabilt nett Alle bør være med på å dele kostnadene

33 Sentralnettstariffen skal bidra til effektiv bruk og utvikling av nettet, samt kostnadsdekning Statnett er i omsetningskonsesjonen fra NVE tildelt rollen som operatør av sentralnettet Skal leie inn alle anlegg som inngår i sentralnettet, slik at nettet kan tarifferes samlet (21 netteiere) De variable tariffledd skal signalisere kostnadene den enkelte aktør påfører nettet Energiledd (marginaltapssatser) Anleggsbidrag Aktørene skal samlet sett dekke inn de øvrige faste kostnadene i sentralnettet Tariffene skal utformes slik at det samfunnsøkonomiske tapet blir minst mulig (minimere vridningskostnadene) Faste ledd

34 Sentralnettstariffen Statnett fastsetter en årlig sentralnettstariff, ref 13-1 i Kontrollforskriften Skal varsles 3 måneder i forkant Styrebehandling senest september Prisstrategi fastsettes for en periode på fem år av gangen Prisstrategien reflekterer de investeringer Statnett planlegger å gjennomføre i kommende periode Femårsperiode bidrar til økt forutsigbarhet for sentralnettets brukere Gjeldende strategi vedtatt i styret august 2013 Både prisstrategi og årlig tariff drøftes med brukerorganisasjonene: Energi Norge, NI og DEFO (NOG på veg inn) Drøftingsprotokoller inngås, forelegges styret Samtidige åpne prosesser på internett, 34

35 Forskrifter og EU-direktiv begrenser handlingsrommet for tariffutforming Målsettinger i NVEs kontrollforskrift: Tilrettelegge for et effektivt kraftmarked Bidra til samfunnsøkonomisk effektiv bruk og utvikling av sentralnettet Kostnadsdekning innenfor inntektsrammen Tariffene kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold EU direktiv setter grenser for hvor my innmating kan bidra med

36 Hva betyr dette for kundene?

37 Hovedtrekkene i tariffstrategi Økt innmatingstariff for kraftproduksjon 1,2 øre/kwh i 2014, opp til 1,8øre/kWh, tidligst fra 2015 Alt forbruk får samlokaliseringsrabatt, men begrenset til 50 %, Øvrig forbruk vil ikke lenger nyte godt av samlokalisering med SFHB Ytterligere differensiering av tariffen for SFHB som har stor nytte for nettet Beholder systempris for marginaltapsleddet

38 Økt produksjonstariff Kostnadene til systemdriften vil øke fremover, blant annet på grunn av ny produksjon med lavere reguleringsevne og økt overføringskapasitet til utlandet I EUs forordning 774/2010 er det satt et tak for produksjonstariffen i Norden lik 1 øre/kwh. Det er imidlertid mulighet for å ta et tillegg for systemtjenester Ut fra et harmoniseringsperspektiv mener vi derfor at norsk produksjonstariff kan heves med minst 1 øre/kwh uten at det går ut over den samfunnsøkonomiske lønnsomheten til det norsk-svenske sertifikatmarkedet

39 Økte systemdriftskostnader Behov har økt pga. ubalanser og svekket frekvenskvalitet Tiden fremover: mer av de raske reservene som typisk er dyrest Foreløpig analyse for 2020+: mer enn 1 mrd/a, og stort utfallsrom

40 Begrunnelse for valg av strategi ytterligere differensiering av SFHB Nettet blir mer krevende å drifte mer uregulert produksjon mer komplisert flyt i nettet Større behov for systemtjenester Det skal utvikles en ny tariffmodell som skal sikre større volumer og bredde i systemtjenester fra industrien Industri med Stort Forbruk Høy Brukstid (SFHB) har verdifulle egenskaper som blir viktigere for nettet framover Stabilitet Fleksibilitet Lokalisering Vi forventer at denne gruppen vil levere flere tjenester og større volumer. Dette innebærer at de reelle kostnadene for gruppen ikke økes i perioden fra dagens nivå

41 Videre arbeid med tariffstrategien Økning av taket for produksjonstariffen prosess mot EU SFHB-prosjekt Vurderer lokalisering, stabilitet og fleksibilitet Konsept utvikles i år, videre drøftinger på vårparten 2014 Forslag til tariff 2015 drøftinger vår 2014 vedtak sommer-2014

42 Oppsummering - tariffstrategi Det er bred enighet om at sentralnettet må forsterkes Kostnadsøkningen reiser flere utfordringer knyttet til utforming av tariffen og finansiering av sentralnettet Den vedtatte strategien vil sikre at alle kundegrupper bidrar til å dekke økte kostnader i årene framover og balanserer hensynet til ulike kundegrupper Dette vil bidra til å skape nødvendig aksept for våre investeringer

43 Tariff pr kundegruppe (gitt videreføring av dagens modell for forbruk og at EU regelverk endres mhp G-komponent)

44 Som sentralnettseier og systemansvarlig har Statnett en helt avgjørende rolle i kraftforsyningen. Foretaket bør nå legge opp til en mer hensiktsmessig og ordinær dialog med brukerne av sentralnettet i saker som er av stor økonomisk betydning for dem.

45 Markeds- og driftsforumets sammensetning Hilde Bakken Konserndirektør produksjon Statkraft SF Knut Lockert Leder Distriktenes energiforening Toini Løvseth Leder energi og samfunnskontakt og medlem av konsernledelsen Finnfjord AS Morten Røsæg Direktør for kraftproduksjon Norsk Hydro ASA Ove A. Brattbakk Adm. Dir. Helgelandskraft AS Bente Hagem Konserndirektør Oluf Ulseth Direktør Energi Norge Jan Erik Brattbakk Nettsjef Ringeriks-Kraft Thor Otto Lohne CFO & Executive Vice President Gassco AS Kari Ekelund Thørud Visekonsernsjef og konserndirektør Marked Hafslund ASA Øyvind Rue Konserndirektør

46 Takk for oppmerksomheten!

47 Ørskog Fardal Oktober 2013 Ove Brattberg Prosjektleder

48 Ørskog - Fardal Et av hovedformålene med prosjektet er å koble sammen et område med stort energiunderskudd (Midt-Norge) med et område med stort overskudd. Det andre hovedformålet er å legge til rette for ny fornybar energi (primært småkraft) i prosjektområdet

49 Tidslinje Første søknad 2007 Konsesjon fra NVE juni 2009 Endelig vedtak April / Desember 2011 Statnett investeringsbeslutning mai Endelig budsjett gitt I mars Total kostnad Mkr. Ledning Ørskog Sogndal ferdig 2016, hvorav Ørskog Høyanger I

50 Fakta: Ørskog - Fardal Ca. 300 km kraftledning (inkl. 7 fjordspenn på totalt 21 km) med totalt ca 800 master. Seks nye transformatorstasjoner (Sogndal, Høyanger, Moskog, Ålfoten, Ørsta og Sykkylven) og utvidelse av Ørskog tr.stn. Sanering av Fardal transformatorstasjon i Sogndal og fjerning av ca 170 km av eksisterende stålmastledninger. Berører 15 kommuner: Ørskog, Sykkylven, Ørsta, Volda, Eid, Bremanger, Flora, Naustdal, Førde, Jølster, Gaular, Høyanger, Balestrand, Leikanger og Sogndal Er beregnet til å koste mellom 5,0 5,5 mrd. kr

51 Utfordringer Vanskelig terreng => Værforhold, spesielt knyttet til helikopter. Nye entreprenører. Stort omfang 300 km ledning, 7 tr.stn. Juridiske utfordringer knyttet til adgang.

52 Utfordringer - byggherre Statnett har høye mål knyttet til Sikkerhet, Helse og Arbeidsmiljø (SHA). Dette er utfordrende i f.t. nye entreprenører. Krav i Miljø-, Transport- og Anleggsplan (MTA) til stor grad nytt for entreprenører. Byggherrens behov av resurser til teknisk oppfølging av spesielt ledningsbygging.

53 Ledning Ca 278 km 420 kv ledning Duplex faseliner med 2 toppliner Ca 800 master. Statnetts std portalmast. 7 fjordspenn med samlet lengde på 19,2 km. I hovedsak helikoptertransport

54 Ledning Alle master premonteres og transporteres ut med helikopter. Det er tre typer master, bæremaster (BM), forankringsmaster (FM) og spennmaster for fjordspenn (SM). Typiske vekter for disse er: BM = 12 tonn FM = 24 tonn SM = 16 tonn Totalt ca tonn

55 Transformatorstasjoner - installasjoner 33stk. 420kV felt (to-bryter løsning med dobbel strømtransformator) 25 stk. 132kV felt En-bryter løsning (kabel og linjefelter) To-bryter løsning med enkel strømtransformator To-bryter løsning med dobbel strømtransformator (kabel og linjefelter) ~2600 MVA transformatorkapasitet 7 stk. 300MVA transformatorer (Ørskog, Ørsta, Ålfoten, Moskog, Høyanger (2 stk) og Sogndal (300/132kV eksisterende fra Fardal) 2 stk. 100MVA (Sykkylven) 1 stk autotransformator 420/300kV 1000MVA (~300MVA egenytelse) i Sogndal Reaktiv kompensering ±550Mvar ±250Mvar SVC anlegg i Sogndal 3 stk. 100Mvar kondensatorbatterier (2 stk. i Sogndal og 1 stk. i Moskog) 2 stk Mvar regulerbare reaktorer (Moskog og Ørsta)

56 Transformatorstasjoner Endret Forskrift om Beredskap i Kraftforsyningen har trådt i kraft ( ) under prosjekteringen av transformatorstasjonene. Følgende har vært utslagsgivende for vår prosjektering: Høyere sikringsnivå av transformatorer. Det bygges vegger over gjennomføringer Strengere krav til EMP sikring Strengere krav til perimetersikring og kontrollbygg

57 Fremdrift Ca. 50% ferdigstilt (verdi) I rute i f.t. ferdigstillelse Ørskog Høyanger 2015 Høyanger Sogndal 2016 Ingen garanti store utfordringer gjenstår!

58 Byggeprosjekter og nettdrift hånd i hånd? Regionmøte Midt-Norge 6. november 2013 MS NORDNORGE Sigbjørn Hanem

59 Statnett Anleggseier Systemansvarlig

60 Systemansvarlig utøver offentlig myndighet FoS 28 Forvaltningsloven og offentleglova gjelder i saker hvor systemansvarlig treffer enkeltvedtak. Systemansvarliges vedtak etter denne forskriften kan påklages til Norges vassdrags- og energidirektorat. FoS 4 opptre nøytralt og ikke-diskriminerende i forhold til alle som omfattes av denne forskrift

61 Innmelding og godkjenning av driftsstanser I henhold til FoS 17 skal alle planlagte driftsstanser meldes inn til systemansvarlig. Systemansvarlig skal koordinere innmeldte planer med målsetting om å oppfylle akseptabel driftssikkerhet og holde høy overføringskapasitet i perioder når behovet er størst. Stor utbyggings- og prosjektaktivitet de kommende år gjør dette til en krevende oppgave.

62 Driftskoordinering 2014 frister Frist for søknad til årsplanlegging - 1. oktober 2013 Godkjente driftsstanser i årsplanleggingen vil ha høyere prioritet enn senere innmeldte planer. Tilbakemelding til søker innen 15. november. Søknader etter 1. oktober behandles innen 1. desember, deretter innen 2 uker

63 Driftskoordinering 2014 frister Alle vedtatte planer kan omgjøres inntil 3 mnd. før driftsstans Endringer senere vil innebære en omprioritering med krav om betaling for eventuelle kostnader dette påfører systemansvarlig eller andre. Senere enn 3 måneder før driftsstans Kun feil- og uforutsette hendelser aksepteres. Systemkritisk vedtak som ikke kan påklages

64 Torsdag 18. April 2013 Kl. 14: kv Grov Angedalen Spenningsatt fra Grov ifm. spenningstest til neste dag. Ca. kl. 18 Ørskog transformatorstasjon Telefon fra Ørskog til Regionsentral Midt-Norge om kritisk feil på spenningstransformator og at T1 kunne falle når som helst.

65 Torsdag 18. April 2013 mørklegging Før mørklegging: Deling i 132 kv-nettet i Kjelbotn mot Grytten, og Angedalen mot Grov. Forbruk under Ørskog T1: 418 MW Last på Ørskog T1 : 69 MW import fra 420 kv. Produksjon under Ørskog T1: 349 MW, hvorav 148 MW fra småkraftverk. Kl. 18:06: Ørskog T1 falt ut Mørkt i hele området mellom Ørskog og Angedalen med unntak av mindre øydrifter under Åmela kraftverk (ca. 20 MW) og i Svelgen (ca. 8 MW). Feil i Kjelbotn: Medførte at det tok lang tid å få spenningsatt 132 kv nettet fra Grytten. SFE forsøkte å spenningsette sørfra Angedalen ved å legge inn den nylige spenningsatte linja/kabelen. Feil i L2-fasen. Kl. 18:54: Begynte å gjenoppbygge 132 kv nettet etter at effektbryter i Kjelbotn mot Grytten ble innkoblet.

66 Fordeling av godkjente driftsstanser i 2013 Volum på innmeldte driftsstanser er økende. Fordeling på antall utkoplede anleggsdeler i 2013.

67 420 kv og 300 kv Antall utkoplede anleggsdeler pr. uke i 2013

68 Innmeldte planer for 2014 pr. 1. oktober innmeldte 1387 innmeldte Statnett Andre 300/420kV linjer, ssk, hvdc,autotrafo Generatorer Annet I 2013 var det ca innmeldte til årsplan (ca. 1/3 av totalt innmeldt for året)

69 Byggeprosjekter og nettdrift hånd i hånd? Unngå i størst mulig grad "ombygginger"! Bygg i størst mulig grad om ved "å bygge nytt"!