Kraftsystemutredning. Nordlandsnett AS. Midtre Nordland. Hovedrapport

Transkript

1 Midtre Nordland Kraftsystemutredning Hovedrapport

2 Kraftsystemutredning for midtre Nordland Hovedrapport

3 Forord Den regionale kraftsystemutredningen for midtre Nordland er utarbeidet av i nært samarbeid med anleggs- og områdekonsesjonærene samt kraftsystemutvalget i utredningsområdet. Utredningen består av et grunnlagsdokument med vedlegg. Begge dokumentene er unntatt offentlighet etter off. loven 13 første ledd. I tillegg er det utarbeidet et hoveddokument som er tilgjengelig for alle. Utredningens oppbygging og innhold følger de retningslinjer som er gitt i Veileder for kraftsystemutredningen og øvrige rammer gitt av NVE i brev og notat. Hoveddokumentet er tilgjengelig på Internett på hjemmesiden til ( Bodø Harald M. Andreassen direktør

4 Innholdsliste FORMÅL MED REGIONAL KRAFTSYSTEMUTREDNING 1 MÅL 1 RAMMER 1 OPPBYGGING OG OFFENTLIGGJØRING 1 UTREDNINGSOMRÅDET 1 TILBAKEBLIKK PÅ NETTUTBYGGING I OMRÅDET 2 NETTUTBYGGING I SALTEN 2 NETTUTBYGGING I NORD-SALTEN 2 DAGENS NETT 3 VALG AV SPENNINGSNIVÅ 3 UTNYTTELSESGRAD I LINJER OG KABLER 3 UTNYTTELSESGRAD I TRANSFORMATORER 3 TEKNISK TILSTAND 4 MÅL FOR REGIONALNETTET 4 BEDRIFTS- OG SAMFUNNSØKONOMISKE MÅL 4 MÅL FOR KRAFTSYSTEMETS TÅLEEVNE 4 MÅL FOR LEVERINGSKVALITET 4 Definisjoner 4 Generell mål 4 Spesifikke mål for Salten 4 Spesifikke mål for Nord-Salten 4 Felles mål for Salten og Nord-Salten 5 MÅL FOR BEREDSKAP 5 Reservemateriell 5 Beredskapspersonell 5 Fjernstyring 5 Beredskapsplaner 5 MÅL FOR VEDLIKEHOLD 5 MÅL FOR MILJØET 6 ESTETIKK OG MILJØ 6 VERNEOMRÅDER 6 ENERGIFORBRUK I OMRÅDET 7 STASJONÆRT ENERGIBRUK FORDELT PÅ ENERGIBÆRERE 7 OPPSUMMERING LOKALE ENERGIUTREDNINGER 7 FORBRUK AV ELEKTRISK KRAFT 8 GEOGRAFISK FORDELING 8 HISTORISK UTVIKLING 9 ALMINNELIG FORSYNING 9 FORDELING PR KUNDEGRUPPER 9 MAKSIMALT EFFEKTUTTAK I UTREDNINGSOMRÅDET 1 PRODUKSJON AV ELEKTRISK KRAFT 1 GEOGRAFISK FORDELING 1 Side I

5 KRAFTBALANSE 11 ENERGI 11 EFFEKT 11 UTVIKLING I FORBRUK OG PRODUKSJON AV ELEKTRISK KRAFT 12 FORBRUKSUTVIKLING 12 Substitusjon fra elektrisitet til andre energibærere 12 Prognosert energiforbruk 12 Prognosert effektuttak 12 PRODUKSJONSUTVIKLING 13 Prognosert energiproduksjon 13 Prognosert effekt 13 PROGNOSERT ENERGI- OG EFFEKTBALANSE 13 Energibalanse 13 Effektbalanse 13 SCENARIER 14 TRENDFREMSKRIVING 15 FORNYBAR ENERGI 15 NEDLEGGING AV KRAFTINTENSIV INDUSTRI 15 KRAFTEKSPORTØR 15 INVESTERINGSBEHOV 16 REGULERINGSREGIME OG INVESTERINGER 17 NETTPROSJEKTER I SALTEN 17 NETTPROSJEKTER I NORD-SALTEN 17 INVESTERINGER 17 Side II

6 Kraftsystemutredning for midtre Nordland Hovedrapport Formål med regional kraftsystemutredning Ordningen med kraftsystemutredninger ble formelt etablert i forskrift om energiutredninger av Regional kraftsystemutredning er en videreføring av ordningen med regional kraftsystemplanlegging som ble etablert av NVE i samarbeid med kraftforsyningen i Norge. Utredningsarbeidet er organisert og inndelt i 18 utredningsområder, hvorav 17 regionale og 1 for sentralnettet. I hvert område har NVE utpekt et utredningsansvarlig selskap som har ansvaret for koordinering av arbeidet og utarbeidelse/revisjon av kraftsystemutredningen. Av Energilovens forskrift går det fram at regional kraftsystemutredning er et felles ansvar for alle som har eller søker om anleggskonsesjon (> 22 kv). Regionale kraftsystemutredninger skal legges til grunn i forbindelse med behandling av søknader om konsesjon for elektriske anlegg. Elektriske anlegg som benyttes til lokal distribusjon av elektrisk kraft, og som har områdekonsesjon, omfattes av en tilsvarende ordning for lokal energiutredning i hver kommune. Forskriften pålegger de ulike konsesjonærene å tilpasse de enkelte utredninger til hverandre og til det totale energisystemet. Utredningsområdet Utredningsområdet er markert med gul farge på kartet i Figur 1 nedenfor. Utredningsområdet er inndelt i to separate regioner: Salten og Nord-Salten. I Nord-Salten sørger Nord- Salten Kraft AS (NSK) både for produksjon, overføring og distribusjon av elektrisk kraft. I Salten er det en rekke selskaper som produserer og overfører elektrisk energi. eier og driver det meste av regionalnettet i området. Regionalnettene i Nord-Salten og Salten, er ikke direkte sammenkoblet og fungerer i praksis som to adskilte nettområder. Mål Kraftsystemutredningen skal fremme kostnadseffektiv utbygging og drift av energisystemet i Norge. Utredningen skal omfatte produksjon, overføring, distribusjon og bruk av energi innen et avgrenset område. Rammer Rammene for kraftsystemutredningen er gitt av Forskrift om energiutredninger med utfyllende Veileder for kraftsystemutredninger utgitt av NVE. Oppbygging og offentliggjøring Kraftsystemutredningen er utarbeidet i to dokument: En hovedrapport som er åpent tilgjengelig for alle, og en grunnlagsrapport som er unntatt offentlighet etter Off. loven 5a. NVE oppfordrer alle utredningsansvarlige selskap å legge den åpne delen ut på selskapets hjemmeside, og denne utredningen er lagt ut på hjemmesiden til ( =23). Link til denne utredningen kan også finnes på hjemmesiden til NVE ( Figur 1: er regional utredningsansvarlig for midtre Nordland. Totalt 8 selskaper har områdekonsesjon i dette området. I nordre del av Nordland og Sør-Troms er Hålogaland Kraft regional utredningsansvarlig, mens Helgelandskraft har tilsvarende oppgave i den sørlige delen. Utredningsområdet grenser horisontalt i nord mot nordre Nordland og Sør-Troms, og i sør mot Helgeland. Vertikalt grenser området til sentralnettet, hvor Statnett er utredningsansvarlig. Side 1

7 Lengde [km] Tilbakeblikk på nettutbygging i området Nettutbyggingen i utredningsområdet startet med små isolerte nett i tilknytning til vannkraftproduksjon. Etter hvert som størrelsen på kraftverkene økte, oppstod et behov for samkjøring av de ulike nettene med sikte på å fremføre kraften til nye kunder. Nettutbygging i Salten Før krigen tok kraftforsyningen stort sett sikte på å dekke det lokale behovet til industri, lys mv. Linjeutbygging for å samkjøre kraftverkene var ikke aktuelt. Salten Kraftsamband (SKS) ble stiftet i 1956 med det formål å få til en bedre samkjøring av kraftverkene i Salten. De første linjene ble bygget i 1953 i tilknytning til Oldereid kraftverk. I forbindelse med utbygging av Daja kraftverk ble det i 1958 bygget linjer i indre Salten. Neste trinn var sammenknytning av linjenettet fra Daja og Oldereid kraftverk, og samkjøring av forsyningen av Bodø, Fauske og Saltdal. Nedover langs kysten ble flere små kraftverk bygget etter krigen, mange med hjelp fra stønadsordningen for elforsyningen som ble etablert i Allerede i 192 ble Glomfjord kraftverk bygget. I 1947 etablerte Norsk Hydro en ammoniakk- og fullgjødselsfabrikk på stedet. I den forbindelse utvidet Statskraftverkene produksjonskapasiteten i Glomfjord kraftverk. For å dekke det stadig stigende kraftbehovet gikk Hydro, Sjøfossen Kraftlag og Salten Kraftsamband sammen om utbygging av Sundsfjord- og Forsåvassdragene. Sundsfjord kraftverk ble satt i drift i 196. I 1963 ble kraftverket utvidet og samtidig ble Forså kraftverk satt i drift. I forbindelse med disse kraftutbyggingene bygget Hydro en linje til Glomfjord, mens SKS bygget linjen til Salten. Elkem bygget i 1968 og 197 ut Siso kraftverk for forsyningen av sitt smelteverk (Salten verk). For å knytte denne kraftstasjonen sammen med resten av nettet ble det bygd linjer og stasjoner som knyttet Elkems nett med nettet fra Sundsfjord kraftverk. I 1968/1969 bygget Meløy Kommunale Elverk og Rødøy-Lurøy Kraftverk linjer og stasjoner som knyttet deres lokale nett sammen. Fra Rødøy-Lurøy ble det i 1974 bygd en ny linje mot Rana som knyttet nettet i Salten sammen med overføringsnettet i Helgeland. Med bygging av linjen til Helgeland var hele Salten knyttet sammen i ett sammenhengende nett fra kraftverkene i Sulitjelma og Siso i nord til Sjona i sør. Nettutbygging i Nord-Salten Før Rekvatn Kraftverk ble idriftsatt i 1953, bestod linjenettet av små lokale nett, uten mulighet for samkjøring. Etter utbyggingen av Rekvatn kraftverk startet byggingen av linjenettet for fullt, og det ble bygget linjer fra kraftstasjonen til Steigen. I 1955 ble en linje bygget sørover fra Rekvatn Kraftstasjon til nye områder i Sørfold kommune. Allerede i 192 ble det bygget en kraftstasjon i Sørfjord, for forsyning av kraft til NPC (Nordland Portland Cementfabrikk, senere Norcem). På grunn av høy byggeaktivitet etter krigen økte bedriftens behov for kraft. I 196 ble det fremforhandlet en avtale mellom NPC og Nord-Salten Kraftlag om kjøp av kraft fra kraftlaget. For å overføre tilstrekkelige mengder kraft, måtte NSK bygge en ny linje til 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Figur 2: Antall kilometer linjer bygget pr år i Salten (venstre) og Nord-Salten (høgre) Side 2

8 Kjøpsvik. Denne linjen stod ferdig i I bygget kraftlaget linje fra Rekvatn Kraftstasjon (Falkelv) til Steigen, og ringforbindelsen i Steigen ble fullført i I 198 ble linjen mellom Ballangen og Kjøpsvik bygget. Nord-Salten ble dermed tilknyttet samkjøringens nett. Dagens nett Dagens regionalnett er delt i to adskilte nettdeler, eid av Nordlandsnett i sør og Nord-Salten Kraft i nord. De største påkjenningene i Salten-nettet oppstår om sommeren når kraftprisen er så lav at kraftverkene stoppes. Da må all kraft hentes fra sentralnettet i Salten transformatorstasjon eller fra Helgelandskraft sitt nett i Sjona kraftstasjon. I perioder med liten lokal last og stor produksjon, vil Salten transformatorstasjon være en flaskehals. Produksjonen i området må da reguleres ned. I Nord-Salten er man avhengig av lokal produksjon for å unngå for lav spenning i perioder med høyt forbruk. Det arbeides derfor i dag med å etablere en ny sentralnettstilknytning i Kobbelv for å gjøre seg uavhengig av lokal produksjon. Valg av spenningsnivå Gjeldende spenningsnivå er historisk valgt ut fra behov for transport av elektrisk energi til alminnelig forbruk, industri og ikke minst hensynet til de rike kraftressursene. Utredningsområdet var lenge øyer i det norske kraftsystemet, selvforsynt med elektrisk energi også til kraftkrevende industribedrifter som Yara Glomfjord, Elkem Salten og Norcem. I Salten var det betydelig tvil om hvilke spenningsnivå nettet skulle bygges ut på. Økende etterspørsel etter strøm i Bodø og etablering av Salten Verk i 1968 avklarte langt på vei dette spørsmålet. I Nord-Salten har det helt til det siste vært diskusjoner om hvilket spenningsnivå man skal bygge ut nettet på i fremtiden. Noen strekninger er høyt belastet i perioder og det har derfor blitt gjennomført flere analyser for å vurdere spenningsnivå og tverrsnitt. Utnyttelsesgrad i linjer og kabler I normal tunglast i Salten er linjen mellom Sjønstå og Valljord høyest belastet. Denne linjen vil kunne bli overbelastet i situasjoner med høy produksjon i Sulitjelma og liten last i Bodø. I Nord-Salten er linjen mellom Botelvatn og Kjøpsvik høyest belastet i tunglast. I situasjoner med stor lokal produksjon og liten last, vil man kunne få overlast på denne forbindelsen. Det er flere lange fjordspenn mellom Kjøpsvik og Botelvatn som er flaskehalsene. Disse flaskehalsene gir også store tap i nettet. For å bedre forholdene og øke overføringskapasiteten, utredes det i samarbeid med Statnett en ny sentralnettstilknytning i Kobbelv. Det er meldt om stor interesse for å bygge ut både småkraftverk og vindkraftverk i området. En utbygging av småkraftverk vil spesielt påvirke nettet utfra Beiarn, hvor mange av de potensielle småkraftverkene vil bli lokalisert. De største vindkraftverkene vil mest sannsynlig bli koblet direkte til sentralnettet og således ikke bety noe for regionalnettet. Utnyttelsesgrad i transformatorer I Salten er det transformatorene i Messiosen transformatorstasjon som blir mest påkjent. Det er bestilt nye transformatorer, så denne flaskehalsen vil bli fjernet i løpet av 212. I Nord-Salten vil transformatoren i Kjøpsvik bli overbelastet i perioder med høy lokal produksjon. Nord-Salten Kraft har utredet både økt kapasitet i Kjøpsvik, og ny tilknytning mot sentralnettet i Kobbelv. Ny tilknytning i Kobbelv anses som mest gunstig. Side 3

9 Kraftverkstransformatorer er dimensjonert etter generatoren i kraftverket, og er følgelig høyt belastet ved maksimal produksjon. Belastningen på disse vil imidlertid ikke økes med mindre det den installerte ytelsen i stasjonen blir utvidet. Teknisk tilstand Det er utført omfattende tilstandskontroll på de eldste linjene bygd først på 5-tallet. Generelt kan det se ut som at teknisk levetid er rundt 5-6 år for luftlinjer i området. Gode komponenter i luftlinjene beholdes, mens slitte og dårlige komponenter skiftes. Trestolpene ser ut til å ha svært variabel levetid. Sannsynligvis på grunn av ulik kvalitet på montasjetidspunktet. På enkelte utsatt steder er det også registrert stor slitasje på oppheng og lineklemmer, som har ført til jordfeil og i noen tilfeller mastebrann. På krafttransformatorene tas det jevnlig oljeprøver som viser tilfredsstillende tilstandsverdier. Tilstanden på kraftverkene anses som god. Mål for regionalnettet Utgangspunktet for utbygging av nettet er at nettet skal tilfredsstille de krav som samfunnet til enhver tid stiller. Disse kravene er nedfelt som målformuleringer. Utgangspunktet for målformuleringene er ofte lover og forskrifter vedtatt av Storting eller NVE. Kraftsystemutredningen skal fremme en kostnadseffektiv utbygging og drift av kraftsystemet, som er en viktig del av samfunnets infrastruktur. Det er derfor viktig at utredningsarbeidet skjer på premisser som ivaretar overordnete samfunnsmessige hensyn. Det overordnete målet i utredningsområdet er en langsiktig kostnadseffektiv utvikling av nettet, som ivaretar krav til kapasitet, leveringskvalitet, miljømessige forhold og en tilfredsstillende avkastning på investert kapital. Bedrifts- og samfunnsøkonomiske mål I området stiller aktørene krav om at nettprosjektene først og fremst skal være samfunnsøkonomisk lønnsomme. Økt fokus på effektivisering og avkastning har ført til at det stilles strengere krav til bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Mål for kraftsystemets tåleevne Kraftsystemet dimensjoneres ut fra gjeldende forskrifter og normer, samt samfunnsøkonomiske beregninger med hensyn til kapasitet og spenningsnivå. I enkelte deler av områder stilles det spesifikke krav til temperaturgrenser (nedre) og islaster. Mål for leveringskvalitet Definisjoner Leveringskvalitet er et samlebegrep på produktet elektrisk energi, og omfatter spenningskvalitet og leveringspålitelighet. Spenningskvalitet defineres av krav til tillatte avvik fra nominelle verdier for spenning og frekvens. Generell mål Det generelle målet for leveringskvalitet følger de til en hver tid gjeldende forskrifter og standardavtaler i bransjen. Fra 25 gjelder en ny Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet. Forskriften beskriver krav til frekvensvariasjon, langsomme spenningsvariasjoner, spenningssprang, spenningssymmetri og overharmoniske spenninger. Spesifikke mål for Salten - Ikke levert energi (ILE) i Salten-nettet, på grunn av driftsforstyrrelser i eget nett, skal ikke overstige 5 MWh pr år i snitt over reguleringsperioden på 5 år. - Antall lange avbrudd (> 3 min) skal være mindre enn 8 pr år i snitt over 5 års perioden. Spesifikke mål for Nord-Salten Ingen spesifikke mål utover generelle krav til spenningskvalitet. Generelt mål om lavest mulig ILE (ikke levert energi) og antall avbrudd. Side 4

10 Felles mål for Salten og Nord-Salten Med innføring av KILE (kvalitetsjustert inntektsramme for ikke levert energi), er det et gjennomgående felles mål i utredningsområdet, å holde ILE - ikke levert energi, på et lavest mulig nivå. Det er ikke et mål å ha momentan reserve (n-1) i alle punkt i regionalnettet, men det er krav til momentan reserve på særlig viktige linjer som bl.a. regionalnettslinjene til Bodø. Det er et mål at alle nedtransformerte punkt skal ha muligheter (helt eller delvis) for omkobling til alternativ forsyning fra regionalnettet eller fra distribusjonsnettet i topplast. Det forutsettes da at lokal produksjon er operativ med sin tilgjengelige effekt. Viktige reserveforbindelser bør være dimensjonert til å tåle den aktuelle lasten samt sikre tilfredsstillende spenningsforhold. Mål for beredskap Reservemateriell I utredningsområdet er det en målsetting å ha beredskapslager for de mest vanlige feil og reparasjoner i kraftnettet, samt for materiell med lang leveringstid. Med vanlige menes her feil og reparasjoner som kan oppstå årlig. Selskapene deltar i (eberedskap) som er et nasjonalt samarbeid om tyngre komponenter til kraftforsyningen. Videre er det formalisert et lokalt beredskapssamarbeid kalt El Beredskap Salten, hvor alle nettselskapene har undertegnet avtale om et forpliktende beredskapssamarbeid. er det fastsatt spesifikke utrykningstider for montører. I Nord Salten fjernstyres nettet fra terminal som tas hjem av overordnet vakt etter arbeidstid. I tillegg er det montørvakt i Kjøpsvik, Ulvsvåg og Steigen, som også har vakt for kraftverkene. Det er et mål at utrykningstiden skal være mindre enn 3 min. Fjernstyring I Salten er det et mål at alle bryterfelt, samt transformatorer og utgående bryterfelt mot underliggende fordelingsnett, skal fjernstyres fra døgnbemannet driftsentral. I Nord Salten er det et mål å fjernstyre alle brytere i sekundærstasjonene. Beredskapsplaner I forbindelse med eventuelle feil og avbrudd i regionalnettet er det et mål å ha oppdaterte beredskapsplaner for etablering av reserveforbindelser, enten ved bruk av reservemateriell eller ved omkobling til alternativ forsyning via regional- eller distribusjonsnett. De fleste regionalnettspunktene kan forsynes alternativt fra andre regionalnettspunkt ved bruk av det lokale distribusjonsnettet og/eller lokal produksjon. Mål for vedlikehold Vedlikeholdet skal være på et nivå som tilfredsstiller myndighetenes ulike forskrifter og krav, samt tilfredsstille ønsket mål om leveringskvalitet. Beredskapspersonell Nordlandsnett har som målsetting en hurtig gjenoppretting av strømforsyning gjennom kontinuerlig overvåking av nettet fra døgnbemannet driftsentral på Fauske. I avtale med underleverandør Dette søkes oppnådd gjennom systematisk vedlikehold som bl.a. årlige befaringer, tilstandskontroller og inspeksjoner i henhold til interne rutiner. Rutinene er fastlagt med bakgrunn i krav fra myndighetene, anbefalinger fra leverandører og lokale erfaringer. Side 5

11 Mål for miljøet Det er en viktig forutsetning for nettsystemet å ta hensyn til miljøet i forbindelse med utbygging og drift av linjer, kabler, transformatorstasjoner og koplingsanlegg. Dette gjelder spesielt ved valg av linjetraséer og tilpasning av stasjoner i eksisterende omgivelser. Det legges vekt på at traséene skal føre til minst mulig inngrep i naturen og nærliggende omgivelser. Dette søkes oppnådd gjennom en god og tett dialog med grunneiere, kommuner, landbruksmyndigheter og miljømyndigheter. Ved bygging av transformatorstasjoner legger en vekt på at nye stasjoner best mulig glir inne i eksisterende bebyggelse og omkringliggende miljø. Bruk av kabel istedenfor linje vil bli vurdert i de tilfeller der kraftledninger kan forårsake særlige estetiske og miljømessige problemstillinger. Gjennom tettbygd strøk velges kabel framfor luftledning hvis dette gir en tilfredsstillende samfunnsøkonomi. I praksis betyr dette at den samfunnsmessige verdien av tomter/arealer er større eller lik merkostnaden med kabel. Estetikk og miljø For å ta mest mulig hensyn til estetiske og miljømessige forhold, holdes det god kontakt med Fylkesmannens miljøvernavdeling, muséer og andre med kompetanse på dette området. Innspill i forbindelse med konsesjonsbehandlingen blir hensyntatt i planleggingen av nye anlegg. I sentrumsområder er det et sterkt ønske om å unngå friluftsanlegg og større luftledninger. Dette har en delvis imøtekommet ved å bygge innendørs koblingsanlegg og kabling av flere strekninger. Ved planlegging av nye linjetraséer søker en så langt som mulig å tilpasse disse slik at de ikke skal virke dominerende og synlige, samt å unngå områder som er båndlagt av miljømessige grunner. Verneområder Innenfor utredningsområdet finnes det i dag 4 nasjonalparker og 4 større verneområder som er vernet etter naturvernloven. Alle områdene er vist på kartet i figuren til høyre. Selv om det er lite aktuelt å bygge nye anlegg innenfor disse områdene representerer dette restriksjoner som det er tatt hensyn til i utredningen. I St. melding nr 62 ( ): Ny landsplan for nasjonalparker og andre større verneområder i Norge ( Nasjonalparkmeldingen ), som ble behandlet av Stortinget i 1993, omtaler følgende utvidelser: Tysfjord/Hellemo (1999), Sundsfjordfjella (26) og Mistfjord/Sjunkfjord/Øvre Valnesfjord (28). I tillegg til de landskapsvernområdene (LVO) som er vist på kartet, inngår også Sandværet (Lurøy) og Øya/Langholm (Gildeskål). I tillegg til nasjonalparker og landskapsvernområder finnes flere andre områder som er forbundet med restriksjoner. Dette gjelder naturreservater av typen: Myrreservater, midlertidig vernede våtmarksreservater, barskogreservater og andre reservater. Ørnes Tjong Nasjonalpark Inndyr Strandå / Os Bodø Sjunkahatten Fauske Østerdalen Rognan Gåsvatnan Saltfjellet - Svartisen Landskapsvernområde Ulvsvåg Figur 3: Det finnes i dag 4 nasjonalparker og 4 større landskapsvernområder innenfor utredningsområdet Junkerdal Saltfjellet Det finnes også områder som er vernet mot kraftutbygging og andre inngrep som skader verneinteressene. Rago Straumen Opplysningene om verneområder er i hovedsak hentet fra nettstedet til miljøvernavdelingen hos Fylkesmannen i Nordland. Side 6

12 Beiarn Bodø Fauske Gildeskål Hamarøy Lurøy Meløy Rødøy Saltdal Steigen Sørfold Træna Tysfjord Sum % En oversikt over de største verneområdene er vist i tabellen nedenfor. Navn Opprettet Beliggenhet Gåsvatnan landskapsvernområde Beiarn, Bodø og Saltdal Junkerdal nasjonalpark Saltdal og Bodø Rago nasjonalpark Sørfold Saltfjellet - Svartisen nasjonalpark Meløy, Rødøy, Gildeskål, Rana, Beiarn, Bodø og Saltdal Saltfjellet landskapsvernområde Saltdal og Rana Sjunkhatten nasjonalpark Bodø, Fauske, Sørfold Strandå/Os landskapsvernområde Bodø Østerdalen landskapsvernområde Bodø, Saltdal Energiforbruk i området Alle områdekonsesjonærene i utredningsområdet har utarbeidet lokale energiutredninger for hver kommune, som bl.a. gir en beskrivelse av dagens energisystem, stasjonært energibruk, forventet utvikling av energibruken og vurdering av alternative løsninger. Stasjonært energibruk fordelt på energibærere En sammenstilling av de lokale energiutredningene gir følgende fordeling av energibruken i kommunene på de ulike energibærerne Tabellen viser at elektrisitet som energibærer utgjør 64 % av totalt 4,7 TWh i området. Fast brensel som i hovedsak benyttes i industriproduksjon på Elkem og Norcem utgjør 29 %, mens petroleum og fjernvarme er beskjedne energibærere på henholdsvis 5 % og 2 %. Status 29 Energibruk fordelt på energibærere (alle tall i GWh) Elektrisitet % Fast brensel % Petroleumsbrensler % Fjernvarme % Sum % SUM ENDRING Kilde : Lokal energiutredning 211 og SSB energistatistikk Oppsummering lokale energiutredninger Tabellen nedenfor gir en oppsummering av en del nøkkeldata i de lokale energiutredningene med hensyn til befolkning, lokal produksjon, energiforbruk og prognosert utvikling pr På grunn av noe ulik oppbygging og innhold i utredningene er ikke alle dataene like tilgjengelige eller direkte sammenlignbare. Dette gjelder spesielt annen lokal energiproduksjon og forbruk pr. husholdning. Området kjennetegnes av en stor lokal energiproduksjon på 7,6 TWh som er mer enn 5 % større enn energibruken i området. Videre er det grunn til å tro at annen produksjon i form av privat vedproduksjon er langt større enn det som er oppgitt i tabellen. Med unntak av Bodø ser energibruken ut til å flate ut. Side 7

13 Befolkning Befolkning Status produksjon 29 Status energiforbruk 25 eks nettap Endring 215 Kommune Elektrisk Annen *) Forbruk **) Forbruk Produksjon Beiarn Bodø Fauske Gildeskål Hamarøy Lurøy Meløy Rødøy Saltdal Steigen Sørfold Træna Tysfjord SUM ENERGIUTREDNING ENDRING *) Tallene for annen produksjon er svært usikre da en mangler sikre tall på privat vedproduksjon. Tall fra 25 **) Økning i energiforbruk skyldes i det vesentligste økt forbruk i industrien ***) Referanseår 21 Kilde : Lokal energiutredning 211 og SSB energistatistikk Forbruk av elektrisk kraft Energiforbruket i Salten kjennetegnes ved to store forbrukstyngdepunkt, Bodø og Elkem Salten. Disse to tyngdepunktene står for over 6 % av forbruket i Salten og Nord-Salten. Geografisk fordeling Bodø representerer det største tettstedet i regionen, med et netto uttak fra regionalnettet på 869 GWh (211). Størst lastuttak har Elkem Salten med 959 GWh. Forbruket hos Elkem Salten kan variere mye fra år til år, i takt med konjunkturene for bedriftens produkter. I 29 var forbruket for eksempel bare 492 GWh. Elkem Salten er, sammen med Yara Norge i Glomfjord, de to største energiforbrukerne i Salten. Normalt forbruker de to bedriftene like mye som alminnelig forsyning, til sammen: ca 1,3 TWh. Figur 4: Geografisk fordeling av det temperaturkorrigerte energiforbruket i midtre Nordland. Alle tall i GWh (211). Side 8

14 Energi [GWh] Energi [GWh] Historisk utvikling Totalforbruket i området har økt fra ca 261 GWh i 22 til 2832 GWh i 211. Økningen har vært 6,8 %, dvs.,8 % pa. I et normalår regner man med at forbruket vil ligge rundt 28 GWh. Det er først og fremst de store industriaktørene Elkem Salten og Yara Glomfjord som varierer sitt forbruk fra år til år. Over den siste 1-årsperioden har det vært en økning i forbruket hos kraftkrevende industri fra 116 GWh i 22, til 1263 GWh i 211. I snitt har nettapene utgjort ca 2,5 %. Alminnelig forsyning Som alminnelig forsyning regnes alt forbruk, unntatt utkoplbart forbruk og forbruk til kraftkrevende industri (Yara Glomfjord og Elkem Salten). Det temperaturkorrigerte energiforbruket har økt fra 1477 GWh i 22 til 1613 GWh i 211. Forbruket gikk noe ned i 23 og 21 pga. lite kraft og høye priser. I gjennomsnitt over 1- årsperioden har det temperaturkorrigerte forbruket økt med ca 1, % p.a. Det reelle forbruket har økt fra ca 1438 GWh i 22 og ca 158 GWh i 211. En økning på ca 4,8 % eller,5 % pa. Utkoplbart forbruk Yara Glomfjord Elkem Salten Alminnelig forsyning Nettap Alminnelig forsyning Alminnelig forsyning - temperaturkorrigert Figur 5: Variasjon av forbruket for ulike kundegrupper (til venstre). Forbruk hos alminnelig forsyning faktisk og temperaturkorrigert (til høgre). Alle tall i GWh (211). Fordeling pr kundegrupper Tar man utgangspunkt i energiforbruket for 211 og splitter det opp i de seks kundegruppene industri, handel & tjenester, jordbruk, husholdning, offentlig og treforedling & kraftkrevende industri, fås fordelingen som er vist i Figur 6. Av diagrammet kan man blant annet se at næringer bruker over 7 % av energien i området. Figur 6: Energiforbruket fordelt på ulike kundegrupper (211) Side 9

15 Effekt [MW] Effekt [MW] Maksimalt effektuttak i utredningsområdet Maksimaleffekten i regionalnettet har variert mye fra år til år. Den høyeste effekten som er målt i 1 års perioden frem til 211 er 514 MW i 21. For alminnelig forsyning isolert er maksimalverdien 322 MW fra 21. Utviklingen i effektuttaket for alminnelig forsyning er vist i diagrammet nedenfor til høyre. Fordeles det totale effektuttaket mellom ulike kundegrupper, fås diagrammet som er vist i figuren nedenfor til venstre. Utkoplbart forbruk Yara Glomfjord Alminnelig forsyning Alminnelig forsyning - temperaturkorrigert Elkem Salten Verk Alminnelig forsyning Figur 7: Variasjon av maksimalt effektuttak for ulike kundegrupper (til venstre). Utvikling i maksimalt effektuttak hos alminnelig forsyning faktisk og temperaturkorrigert (til høgre). Alle tall i MW (211). Produksjon av elektrisk kraft Det finnes i dag 37 produksjonsanlegg med til sammen 47 aggregat. Den totale installerte ytelsen er 973 MVA. Maksimal tilgjengelig vinterytelse er 773 MW. I tillegg kommer kraftverkene i Svartisen og Kobbelv som mater direkte inn i Sentralnettet. Geografisk fordeling Kraftproduksjonen foregår i hovedsak i Indre Salten. Dette betyr at man må overføre store energimengder mot Bodø. Det er tre store tyngdepunkt for energiproduksjon: Sulitjelma, Straumen (Siso) og Sundsfjord. I tillegg kommer produksjonen i Svartisen Kraftverk og i Kobbelv Kraftverk. Svartisen Kraftverk har en gjennomsnittlig årsproduksjon på 2116 GWh, mens Kobbelv Kraftverk har en produksjon på 711 GWh. Begge kraftverkene er tilknyttet sentralnettet, og vil derfor ikke være med på å dimensjonere linjene i regionalnettet. Produksjonen i disse kraftverkene er derfor ikke medtatt i utredningen. Figur 8: Fordeling av produksjon i midtre Nordland. Alle tall i GWh (211) Side 1

16 Energi [GWh] Effekt [MW] Energi [GWh] Effekt [MVA] Foruten produksjonen i Svartisen og Kobbelv ble det i 211 produsert 3513 GWh elektrisk kraft i midtre Nordland. Av dette ble 2967 GWh produsert i Salten og 546 GWh i Nord-Salten. I figuren nedenfor til venstre er produsert energi i tiårsperioden fra 22 til 211 fremstilt grafisk. Figuren viser også hvor mye de ulike produsentene produserer. Maksimal produksjon hadde man i 22 med 4187 GWh. På grunn av tørrår i 23 ble det bare produsert 326 GWh dette året. De største produsentene er SKS Produksjon og Siso Energi AS med til sammen nesten 8 % av total produksjon. SKS Produksjon Siso Energi Statkraft SKS Produksjon Siso Energi Statkraft Andre Nord-Salten Kraftlag Nordkraft Middelprod: 3763 GWh Figur 9: Variasjon av energiproduksjon (til venstre) og maksimal tilgjengelig vintereffekt (til høyre) hos ulike produsenter. Kobbelv og Svartisen er ikke medtatt i figuren Kraftbalanse Kraftbalansen fremkommer som differansen mellom produksjon og forbruk i området. Utkoplbart forbruk er fratrukket totalforbruket. Energi Midtre Nordland produserer mer kraft enn det forbrukes lokalt. I siste 1-årsperiode var 22 toppåret, med et overskudd på over 1585 GWh. Lavest var energibalansen i 21, med et overskudd på 67 GWh. Kraftproduksjonen i Svartisen og Kobbelv kraftverk er holdt utenfor. Effekt Midtre Nordland har et stort effektoverskudd. Størst overskudd hadde man i 23 med 355 MW. Maksimalt effektuttak dette året var 46 MW, mens tilgjengelig vintereffekt var 761 MW. Effektreserven er for de fleste år større enn 3 MW. Balanse Produksjon Last Balanse Produksjon Last Side 11

17 Energi [GWh] Effekt [MW] Utvikling i forbruk og produksjon av elektrisk kraft Prognoser for forbruk i området er basert på historisk utvikling (trendfremskriving), samt informasjon i de lokale energiutredningene om forventet utvikling i befolknings- og næringsutvikling i de ulike kommunene. For produksjon er det innhentet oversikt over alle planlagte kraftverk. Forbruksutvikling Ved utarbeidelse av lastprognoser har man sett på historisk utvikling i energi- og effektuttaket. For mange stasjoner har det vært en utflating, og endog en tilbakegang i forbruket. For disse stasjonene har man lagt til grunn en prognose på %. I Bodø er det, i forbindelse med utarbeidelse av lokal energiplan, utarbeidet en prognose basert på planlagt nærings- og boligutbygging. I korte trekk legger prognosen til grunn at forbruket til næring vil øke mest i sentrum av byen, mens boligutbyggingen vil bli størst i utkanten av sentrum. Substitusjon fra elektrisitet til andre energibærere Et stort antall boliger i området har installert vedovner og/ eller oljefyr. I forbindelse med de høye kraftprisene i 23 var det en tydelig trend at vedfyring erstattet bruk av elektrisk strøm til oppvarming. Det er grunn til å tro at mange fortsatt velger vedfyring til å dekke toppforbruket i kalde perioder. Det er under planlegging et stort forbrenningsanlegg for søppel i Bodø. Dette anlegget vil knyttes til et fjernvarmeanlegg og reduserer forbruket av elektrisk energi i Bodø. Anlegget er forutsatt å komme i drift i perioden Prognosert energiforbruk Totalt for midtre Nordland er det ventet en økning i forbruket fra 211 til 221 på 56 GWh: fra 2937 GWh i 21 til 2993 GWh i 221. Dette tilsvarer en årlig lineær økning på,2 %. For alminnelig forsyning er det i Bodø man forventer at lastøkningen vil komme. I 211 var lasten i Bodø 845 GWh. I 221 forventes lasten å ha økt til 91 GWh. Økningen tilsvarer 6,6 %, eller,7 % pr år (lineært). I Salten, utenom Bodø, forventes ingen lastøkning. I Nord-Salten forutsettes forbruket å bli tilnærmet uendret i perioden. Prognosert effektuttak Totalt for midtre Nordland er det ventet en økning i effektuttaket på 43 MW i perioden: fra 52 MW i 211 til 545 MW i 221. Veksten forventes å skje i Bodø og hos Elkem Salten. I 211 var lasten i Bodø 173 MW. I 221 forventes denne å ha økt til 21 MW. En økning på 16,3 %, eller 1,6 % pr år (lineært). I resten av utredningsområdet forventes lasten å være stabil. Bodø Salten eks Bodø Nord-Salten Midtre Nordland Bodø Salten eks Bodø 35, 6, 3, 5, 25, 4, 2, 15, 1, 3, 2, 5, 1,, , Figur 1: Prognosert energi (venstre) og effekt (høgre) i midtre Nordland Side 12

18 Energi [GWh] Effekt [MW] Produksjonsutvikling Det forventes at utbygging av småkraftverk vil øke i de kommende årene. Totalt finnes det planer om 19 nye småkraftverk og 12 vannkraftverk med magasin. Det er også under planlegging 8 nye vindkraftverk i området: På Sleneset, Sjonfjellet, Selvær, Kvalhovudet, Seiskallåfjellet, Sørfjord, Vardøya og Finnøy. Det er usikkert om disse vil mate inn i regionalnettet, eller direkte inn i sentralnettet. Kun Vardøya vil med sikkerhet mate inn i regionalnettet. De øvrige vil sannsynligvis mate inn i sentralnettet. Prognosert energiproduksjon Dagens energiproduksjon i midtre Nordland er ca 3,7 TWh. Med de planer som eksisterer for vann- og vindkraftverk, vil denne produksjonen øke med nesten 6,1 TWh i løpet av utredningsperioden, til nesten 9,8 TWh. Vindkraftproduksjonen vil mest sannsynlig bli koblet direkte til sentralnettet. Trekkes vindkraftverkene ut (unntatt Vardøya), vil økningen bli 1,7 TWh. Total innmating i regionalnettet vil da bli 5,4 TWh. To varmegjenvinningsanlegg er også planlagt. I Sørfold har Elkem Salten planlagt et anlegg med en Salten Nord-Salten Midtre Nordland installert ytelse på 3 MWh (4 MVA), mens Yara Norge i Glomfjord har under planlegging et varmegjenvinningsanlegg på 1 MWh. Prognosert effekt Flere vannkraftverk er under planlegging, med total installert ytelse på ca 184 MVA. Lappland kraftverk (611 MVA), er imidlertid svært usikker. Inkludert dagens installerte ytelse på 973 MVA og fratrukket Lappland kraftverk, blir total installert ytelse i løpet av 1-årsperioden økt til 1446 MVA. Det er også under planlegging 8 vindkraftverk, med en total ytelse på 1446 MVA. Kun Vardøya er medtatt i prognosen for området (5, MVA). Total ytelse vil dermed øke til ca 1439 MVA i 22. To planlagte varmegjenvinningsanlegg hos Elkem Salten (4 MW) og Yara Norge i Glomfjord, vil bidra til å øke effektproduksjonen ytterligere i perioden. En stor del av den nye produksjonen er knyttet til vindkraft og elvekraftverk uten magasin. Reguleringsmulighetene i disse er dårlig, og tilvekst i tilgjengelig vinterytelse blir dermed relativt liten (se figuren nedenfor). Salten Nord-Salten Midtre Nordland Figur 11: Prognosert utvikling av produksjonen midtre Nordland. Energi til venstre og tilgjengelig vinterytelse til høyre Prognosert energi- og effektbalanse På grunnlag av de kraftutbyggingene som i dag er kjent, samt etablert prognose for forbruket i området, har man beregnet kraftbalansen i området. Prognosen omfatter 1 år, fra 211 til 22. Energibalanse Utgangspunktet for energibalansen er det temperaturkorrigerte forbruket i 21. Energibalansen viser et overskudd som øker fra 827 GWh i 211 til 2186 GWh i 22. Vindkraftverkene, med unntak av Vardøya, er ikke tatt med i disse tallene. Effektbalanse I følge kjente planer for kraftutbygging vil maksimal tilgjengelig vintereffekt øke fra 773 MW i 212 til 923 MW i 221. Effektoverskuddet øker i samme tidsrom fra 268 MW til 377 MW. Dersom man gjør tilsvarende vurdering i lettlast om sommeren, vil effektoverskuddet bli ennå høyere. Side 13

19 Energi [GWh] Effekt [MW] De nye produksjonsenhetene som er varslet vil derfor bli en stor utfordring for nettet. Spesielt vil dette gjelde om sommeren, siden man har sett en tendens til at forskjell mellom vinterpris og sommerpris på kraft har blitt mindre de senere år. Det har derfor blitt mer attraktivt, også for kraftverk med magasin, å produsere i sommerhalvåret. Overskuddet på effekt- og energibalansen i midtre Nordland er i realiteten høyere enn det som fremkommer ovenfor, fordi kraftverkene Svartisen, Kobbelv, samt 7 vindkraftverk er holdt utenfor. Disse kraftverkene vil sannsynligvis mate direkte inn i sentralnettet. Svartisen og Kobbelv kraftverk produserer ca 2827 GWh i et normalår. De fem vindkraftverkene er planlagt å produsere ca 4,7 TWh, med en installert ytelse på ca 1488 MVA. Energibalanse Produksjon Forbruk Effektbalanse Produksjon Forbruk Figur 12: Utvikling i energibalansen i midtre Nordland i 1-årsperioden fra 212 til 221 (venstre). Til høgre er tilsvarende utvikling vist for effekt (produksjonen er basert på maksinal tilgjengelig vintereffekt) Scenarier Et scenario er en beskrivelse av en mulig fremtidig virkelighet. Under utvikling av slike fremtidsbilder undersøkes ulike faktorer og drivkrefter for å forsøke å øke forståelsen av hvordan fremtiden kan bli, avhengig av hvilke faktorer som blir gjort gjeldende. I forskriften for energiutredninger, 4 tredje ledd, er det spesifisert at kraftsystemutredningen skal beskrive ulike alternativer for utvikling av kraftsystemet i området. For å oppfylle forskriften må det derfor beskrives minst to ulike alternativer for minst 1 år fremover i tid. I kraftsystemutredningen har man utviklet fire ulike scenarier: - Trendfremskriving - Fornybar energi - Nedlegging av kraftkrevende industri - Krafteksportør For å klargjøre hvilke faktorer som påvirker de ulike scenarier, har man i denne utredningen etablert flytskjema som viser sammenhengen mellom drivkrefter, faktorer og scenarier. Drivkrefter frembringer og påvirker utviklingen i samfunnet. Drivkrefter kan være både sikre og usikre. Skillet mellom sikre og usikre drivkrefter sier ikke noe om hvordan drivkreftene påvirker, men om de påvirker. De sikre drivkreftene er de som uansett vil påvirker utviklingen. Disse drivkreftene vil alltid være virksomme i den ene eller andre retning. De usikre drivkreftene vil ha en grad av usikkerhet knyttet til seg. Man vil ikke med sikkerhet kunne avgjøre om disse kreftene vil være virksomme, men hvis de inntreffer vil de får stor betydning i den ene eller andre retning. Side 14

20 Faktorer vil representere ulike veivalg frem mot et bestemt scenario. Trendfremskriving I dette scenariet tar man utgangspunkt i at de trender for forbruksutvikling og utbygging av ny produksjon som man har sett hittil, vil fortsette som før. Dette innebærer utbygging av småkraftverk, men ingen storskala vindkraftutbygginger. Kraftintensiv energi forutsettes videreført i samme størrelse som i dag. Scenariet vil forsterke dagens situasjon med et stort energi- og effektoverskudd i Nordland. Dette scenariet vurderes som det mest sannsynlige. Fornybar energi Scenariet om fornybar energi innebærer at man får et nett som skal håndtere et stort overskudd av kraft. Utbygginger i nettet vil først og fremst komme som følge av behov for å transportere kraften fra kraftverkene i Nord-Norge og til markedene i Sør- Norge (sentralnettet). Viktigste drivkrefter i dette scenariet er at det blir en sterk politisk involvering gjennom energi- og miljøpolitikken. Spesielt gjelder dette intensiver i form av økt økonomisk støtte ved utbygging av vindkraft. Også folks holdninger i energi og miljøsaker kan bli avgjørende for realisering av dette scenariet. Likeledes vil utvikling i næringsliv og befolkningen være viktig. Nedlegging av kraftintensiv industri Dette scenariet omhandler en utvikling som fører til nedlegging av kraftintensiv industri i Nordland. Nedleggingen vil føre til økt kraftoverskudd i område, og økt behov for overføringskapasitet. I første omgang vil det være behov for å øke transformatorkapasiteten i Salten trafo. Krafteksportør Dette scenariet forutsetter en lokal utvikling som betyr utbygging av storskala vindkraft og småkraftverk, samt nedlegging av kraftintensiv industri. Nedleggingen av kraftintensiv industri vil, sammen med en reduksjon i befolkningstallet føre til redusert etterspørsel lokalt etter kraft. Alle faktorene i dette scenariet vil bidra til et stort kraftoverskudd lokalt. Faktor 6 Usikker drivkraft Faktor 1 Faktor 2 Faktor 3 Faktor 4 Scenario A Faktor 5 Faktor 7 Faktor 8 Faktor 9 Faktor 1 Faktor 11 Scenario B Faktor 3 Faktor 4 Scenario C Side 15

21 Investeringsbehov I de senere år har interessen økt for utbygging av mindre kraftverk i regi av både private grunneiere og/eller lokale energiverk. Foreløpig vil de prosjekter som man i dag kjenner til ikke påvirke regionalnettet i nevneverdig grad, men området har et betydelig potensial for denne typen kraftverk og blir antallet stort nok kan dette ha innvirkning for utviklingen av regionalnettet på lang sikt. De store vannkraftprosjektenes tid synes å være forbi, men disse prosjektene er nå erstattet av mange småkraftprosjekter og flere store vindkraftprosjekter. I området planlegges det store vindkraftparker i Nesna, Lurøy, Rødøy, Træna og Tysfjord kommuner. Prosjektene er så store at de betinger nye regionalnettslinjer og forsterkninger i sentralnettet. I flere kommuner er det i dag problemer med å knytte til flere kraftverk pga. liten kapasitet i nettet. Figur 13 viser situasjonen i de forskjellige kommunene. De største problemene ligger imidlertid i grensesnittet mellom ulike netteiere. Dette er illustrert i Figur 14. Som figuren viser er det slaskehalser både i sør, i midt og i nord. I de senere år er det registrert en utflating av forbruket i midtre Nordland, med unntak av i Bodø og enkelte kystområder med vekst i havbruksnæringen. Innføring av KILE kvalitetsjusterte inntektsrammer for ikke levert energi- fra har ført til økt fokus på leveringssikkerhet og avbruddskostnader, spesielt i forhold til næringskunder. Investeringsbehovet vil derfor være rettet mot forbruksveksten i Bodøområdet og optimale systemløsninger med hensyn til avbruddskostnader. Kommune Område Kode Kapasitet MW Kommentar Planlagte tiltak Større transformatorer i Beiarn og Hopen. Økt Øvre 18 Må dele linjekapasitet med ny utbygging i Skjerstad. Beiarn linjekapasitet Oldereid til Hopen. Nedre Forutsatt tilknytning mot Sundsfjord Ny linje Sundsfjord - Kovdis - Arstad Bodø Fauske Sentrum God kapasitet i flere tilknytningspunkt. Skjerstad 3 Skjerstad : 2-3 MW ledig kapasitet Fauske Sulis Periode med overlast i linjen Sjønstå - Valljord når det er mye produksjon i Sulitjelma. Ingen ledig kapasitet i transformatorer, perioder med overlast i linjen Sjønstå - Valljord Gildeskål 4 Ledig kapasitet for det meste av planlagt utbygging. Ingen Ingen Større transformator Oldereid. Økt linjekapsitet Oldereid - Hopen. Det er planlagt en forsterkning av linjen mellom Sjønstå og Valljord. Ny transformering i Sulitjelma Hamarøy Ingen ledig kapasitet. Ny sentralnettstilknytning i Kobbelv. Lurøy 3 God kapasitet, forutsatt at vindkraftverkene knyttes direkte til sentralnettet Meløy 3 God kapasitet. Rødøy 8 Forutsetter at vindkraftverkene i området tilknyttes direkte til sentralnettet Saltdal Periode med overlast i linjen Sjønstå - Valljord når det er Det er planlagt en forsterkning av linjen mye produksjon i Sulitjelma. mellom Sjønstå og Valljord. Steigen Ingen ledig kapasitet Ny sentralnettstilknytning i Kobbelv Sørfold 7 Træna 6 Tysfjord Nord Kapasitet avhengig av forbruksutviklingen, transformator kan bli for liten hvis lavt forbruk og mye produksjon. God kapasitet for Vardøya vindkraftverk. Selvær offshore må bygges med egen forbindelse til sentralnettet. God kapasitet. Økt trafokapasitet Sør Ingen ledig kapasitet Ny sentralnettstilknytning i Kobbelv. Figur 13: I flere av kommunene er det i dag problemer med å tilknytte ny produksjon pga. for lav overføringskapasitet i nettet Område Nord-Salten Salten Salten/Helgeland Kode Kommentar Ikke kapasitet i eksisterende regionalnett for å få ut ny produksjon. I peroder med høy produksjon og lavt forbruk er kapasiteten i Salten trafo for liten. For liten kapasitet i linjen Langvatn - Svabo. Planlagte tiltak Ny sentralnettstilknytning i Kobbelv Ny stasjon med økt trafokapasitet. Økt kapasitet i linjen Langvatn-Rana/Svabo. Ny transformator i Svartisen og ny linje Svartisen-Halsa. Figur 14: I grensesnittet mellom ulike regionalnett, og mellom regionalnettet og sentralnettet er det i dag ingen ledig kapasitet i deler av året Side 16

22 Det vil også være behov for reinvesteringer som følge av aldring og dårlig tilstand. Det er foretatt omfattende tilstandskontroller på de eldste linjene. Kontrollene har avslørt noe råte i treverket, samt slitasje i oppheng og korrosjon på linene i spesielt klemmer og lodd. Utskifting av dårlige/slitte komponenter gjøres løpende etter resultatene i tilstandskontrollene. Et langvarig utfall i Steigen i 27 har avdekket dårlig tilstand på en av linjene inn til Steigen. Denne linjen er nå renovert. Reguleringsregime og investeringer Med gjeldende oppdateringsregel for inntektsrammen (basert på regnskapstall 2 år tidligere), vil nettselskapene over tid få innarbeidet kapital- og driftskostnadene ved nyinvesteringer. Forskriftene for beregning av overføringstariffer gir netteier rett til å fastsette og innkreve anleggsbidrag ved nye nettilknytninger og ved forsterkning av nettet til eksisterende kunder. Anleggsbidrag ved forsterkning av en tilknytning kan også beregnes når kunden krever økt kapasitet eller kvalitet som utløser behov for forsterkning. Kostnader som dekkes gjennom anleggsbidrag skal ikke tas med i kostnadsgrunnlaget for inntektsrammen. Kostnader knyttet til rene produksjonslinjer/anlegg skal i henhold til forskriften dekkes av produsenten og ikke inngå i tariffgrunnlaget. Nettprosjekter i Salten I Salten er flere av investeringsprosjektene knyttet til bedre reserveforsyning. Dette gjelder utviding av transformatorkapasitet i Oldereid og Hopen. Kapasiteten på linjen Tjønndalen-Bodin må også økes, pga. økt forbruk i Bodø. I Havna og Messiosen transformatorstasjoner vil det i løpet av utredningsperioden være behov for å øke kapasiteten grunnet forbruksvekst i Bodø. Det er søkt konsesjon på et stort vindkraftanlegg på Sleneset i Lurøy kommune (225 MW). Konsesjonssøknaden går inn for en nettilknytning i Melfjordbotn, der det er forutsatt å bli bygget en ny transformering mot sentralnettslinjen mellom Rana transformatorstasjon og Svartisen kraftstasjon. Siden denne produksjonslinjen vil gå i nærheten av Øresvik transformatorstasjon, kan det være aktuelt å gå innom denne stasjonen, før man går videre til Melfjordbotn. Statnett planlegger flytting av Salten trafo. I tillegg planlegges utbygging av trafo- og koblingsanlegg i Kilvik (Svartisen). I begge prosjektene kan det bli aktuelt med ombygging/ nye regionalnettsanlegg. I Kilvik er det planlagt en ny linje til Halsa. Nettprosjekter i Nord-Salten NSK har søkt om konsesjon for utbygging av Forsan kraftverk. Konsesjon er gitt av NVE og bekreftet av OED. Det nye kraftverket gjør, sammen med andre planer for kraftverksutbygginger, at det er nødvendig å forsterke linjenettet. Det er både vurdert forsterkning av forbindelsene mellom Drag og Kjøpsvik, og en ny tilknytning mot sentralnettet i Kobbelv kraftverk. En ny tilknytning i Kobbelv vil føre til at Nord Salten får tosidig tilknytning mot sentralnettet. Det vil gjøre det langt enklere å drive vedlikehold og reduserer sannsynligheten for avbrudd. Flere nye planer for småkraftverk som er lansert i den siste tiden, vil ytterligere øke behovet for forsterkninger. Investeringer Det er satt opp tiltak for til sammen 513 mill kroner for perioden Flere utbyggingsprosjekter er foreløpig ikke prissatt. Side 17