REGIONAL KRAFTSYSTEMUTREDNING FOR SØR-TRØNDELAG Hovedrapport

Transkript

1 REGIONAL KRAFTSYSTEMUTREDNING FOR SØR-TRØNDELAG Hovedrapport Juni 2012

2 Innholdsfortegnelse Forord Sammendrag 1. Innledning Dagens kraftsystem Framtidig kraftbalanse Framtidige overføingsforhold Forventede tiltak og investeringsbehov i nettet Referanser Kraftuttrykk 2

3 Forord Hovedrapport for Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag er et sammendrag av kraftsystemutredningens grunnlagsrapport [1]. Hovedrapporten er offentlig tilgjengelig. Grunnlagsrapporten er underlagt taushetsplikt. Den gir en grundig gjennomgang av eksisterende kraftsystem og forventet utvikling av dette, og presenterer detaljerte data for systemet. Grunnlagsrapporten inneholder sålede kraftsensitiv informasjon. Kun rettmessige brukere skal ha tilgang til den type informasjon. Pålegg om kraftsystemutredninger er hjemlet i energiloven 5B-1, med utfyllende bestemmelser inntatt i energilovforskriften. Fra blir utredningen oppdatert årlig. I Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag er framtidig utvikling av kraftsystemet presentert i scenarioer. Utredningen beskriver drivere/faktorer som vil kunne ha avgjørende betydning for nettutviklingen i regionen. Forfatterne av Kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag har vært: Arnvid Sylte og Tibor Szabo, TrønderEnergi Nett AS (TEN) Merk at fra og med har selskapene Trondheim Energi Nett og TrønderEnergi Nett fusjonert, og navnet på det nye selskapet er TrønderEnergi Nett AS. TEN er et datterselskap i konsernet TrønderEnergi AS. I den sammenheng vil denne kraftsystemutredningen benevne regionalnettet i Trondheim/Klæbu som TEN-indre og det øvrige regionalnettet til TEN som TENytre. Dette er en benevnelse som også benyttes i organisatorisk sammenheng i nettselskapet. Forfatterne har fått viktige innspill vedrørende nettene til Røros Elektrisitetsverk AS og Selbu Energiverk AS fra: Lars Hofstad, Røros Everk AS (REV) Per Otnes, Selbu Energiverk AS (SEV) Medlemmer av Kraftsystemutvalget i Sør-Trøndelag samt kontaktperson i utredningsansvarlig selskap og hos NVE er: Navn Selskap E-post Telefon Knut Styve Hornnes Statnett Knut.Hornnes@statnett.no Rune Paulsen NTE Nett rune.paulsen@nte.no Einar Martin Skjølberg Fesil einar.martin.skjolberg@fesil.no Kraftsystemutvalget Jan Edvardsen Statkraft, Region Midt-Norge jan.edvardsen@statkraft.com Arnt Magnar Forseth Kraftforsyningens distriktssjef Arnt-Magnar.Forseth@tronderenergi.no Arnvid Sylte TrønderEnergi Nett arnvid.sylte@tronderenergi.no Tibor Szabo TrønderEnergi Nett tibor.szabo@tronderenergi.no Utredningsansvarlig Tibor Szabo TrønderEnergi Nett tibor.szabo@tronderenergi.no Kontaktperson NVE Camilla Aabakken NVE, Avdeling Energi caa@nve.no Kraftsystemutvalget gir innspill til og behandler regional kraftsystemutredning. 3

4 Sammendrag Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag 2012 omfatter primært regionalnettet i fylket med tilhørende nedtransformeringer. Utviklingen av sentralnettet blir også omhandlet, der dette har innvirkning på regionalnettet. Statnett har imidlertid utredningsansvaret for sentralnettet, og det vises derfor til Kraftsystemutredning for sentralnettet [3] for en mer detaljert utgreiing om problemstillingene på dette nettnivået. Veksten i elektrisitetsforbruket i Sør-Trøndelag er relativt moderat. Prognosene for den langsiktige utviklingen av kraftforbruket innen alminnelig forsyning i fylket er stipulert til 0,8 % pr. år fram til 2027 (altså for kommende 15-årsperiode). Planer innenfor den kraftintensive industrien (Holla Metall, Washington Mills og Elkem) er beskrevet særskilt, j.fr. tabell 3.3. Utbyggingen av ny produksjonskapasitet i Sør-Trøndelag er dominert av alle vindkraftplanene. Innenfor planområdet er det vindkraftprosjekt med en samlet installasjon på nær 1700 MW, som enten har fått konsesjon eller er under konsesjonsbehandling. Disse vindkraftverkene må selvsagt ha nettilknytning. Dersom det skal bli mulig å bygge ut et større antall av anleggene, er det behov for omfattende forsterkning av sentralnettet i fylket. Dette innebærer først og fremst nye 420 kv-ledning fra Namsos til Roan/Storheia og fra til Orkdal/Trollheim til Snillfjord, med tilhørende transformatorstasjoner. I tillegg må det bygges 132 kv ledninger fra vindkraftverkene inn til disse transformatorstasjonene. Det foreligger også planer for utbygging av ny vannkraft, og i planområdet ligger et betydelig antall prosjekter for små kraftverk. Samlet blir bidraget til ny produksjonskapasitet fra disse likevel relativt beskjedent (ca. 130 MW under konsesjonsbehandling). Kraftbalansen i Sør-Trøndelag vil være negativ i årene framover dersom det ikke bygges ut vindkraft. Utbygging av vindkraftverk kan gi et betydelig positivt bidrag til å bedre dette forholdet. I utredningen er det presentert figurer som viser aldersammensettingen for ledninger og transformatorer. Selv om en betydelig del av nettet har relativt høy alder, er tilstanden i nettet meget bra, noe som skyldes godt vedlikehold. Likevel vil det i årene framover bli et større reinvesteringsbehov. De prosjektene som man først og fremst konsentrerer seg om i dette dokumentet, representerer primært nybygging og omstrukturering av kraftnettet. Flere prosjekt, som ut fra normal teknisk/økonomisk argumentasjon burde vært igangsatt, er pga. usikkerheten rundt alle vindkraftplanene skjøvet ut i tid. Netteier har ønsket å avvente nærmere avklaring for vindkraftutbyggingene, i den hensikt å unngå feilinvesteringer i nettet. Et slikt eksempel har vært forsyningen til Frøya, der nettforsterkninger er blitt utsatt i flere år i påvente av Frøya vindkraftverk. Imidlertid ble etter hvert forsyningssituasjonen til Frøya såpass anstrengt, at det ikke var mulig å utsette tiltak i nettet lengre. TrønderEnergi Nett har derfor måttet se bort fra en mulig samordning mellom regionalnett og vindkraftutbygging, og regionalnett ut til Frøya er nå etablert (hele prosjektet ferdigstilles 2013). 4

5 1. Innledning Dokumentet er basert på Veileder for kraftsystemutredninger, NVE ( [2]. Det formelle grunnlaget i energiloven og energilovforskriften framgår her. I [2] heter det blant annet: Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsrasjonell utbygging av regional- og sentralnettet hensyntatt aktuelle energibærere for stasjonær energibruk. Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVEs arbeid ved behandling av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg. Videre har NVE i brev av formulert følgende vedtak: 1. TrønderEnergi Nett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for regionalnettet i Sør-Trøndelag fylke, jfr. Forskrift om energiutredninger 2. I utredningsområdet inngår også nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonsgrensen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L. 2. Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat innen 1. mai Utredningen skal deretter oppdateres hvert år innen 1. mai. Dette er senere (i brev fra NVE ) endret til hvert år innen 1. juni. Oversikt over områdekonsesjonærene i utredningsområde Sør-Trøndelag er vist i figur 1.1. Figur 1.1 Områdekonsesjonærene i utredningsområde Sør-Trøndelag 5

6 Energiforbruk [GWh] Maksimaleffekt [MW] 2. Dagens kraftsystem Tabell 2.1 viser kraftbalansen i Sør-Trøndelag i Elkem Thamshavn er ikke medregnet i denne kraftbalansen, da anlegget forsynes direkte fra sentralnettet (Orkdal transformatorstasjon) via egen linje. Denne kraftsystemutredningen har derfor liten/ingen fokus på dette uttaket. Elkem Thamshavn har et maksimalt effektuttak på 70 MW, og et energiforbruk på inntil 560 GWh (forutsatt 8000 h brukstid). Smelteverket har en egenproduksjon fra en dampturbin på 18 MW, slik at midlere årsforbruk kan settes til ca. 420 GWh. Tabell 2.1 Kraftbalansen i Sør-Trøndelag i 2011 Energi [GWh] Effekt [MW] Forbruk Produksjon Balanse Forbruk Produksjon Balanse Det framgår av tabellen at Sør-Trøndelag 2011 i hovedsak lå i balanse både når det gjelder energi og effekt. Forbruket i 2011 lå for øvrig betydelig lavere enn i rekordåret 2010, j.fr. figur 2.1 og figur 2.2. Figur 2.1 og figur 2.2 viser henholdsvis energiforbruket (ikke temperaturkorrigerte) [GWh] og maksimalbelastningen (ikke temperaturkorrigert) [MW] for perioden i Sør- Trøndelag. Energiforbruket [GWh] i Sør-Trøndelag Maksimalt effektforbruk [MW] i Sør-Trøndelag Kraftkrevende industri 1200 Kraftkrevende industri Øvrige Sør-Trøndelag Øvrige Sør-Trøndelag 5000 Trondheim/Klæbu 1000 Trondheim/Klæbu År Figur 2.1 Energiforbruket i Sør-Trøndelag Figur 2.2 Maksimallasten i Sør-Trøndelag År I den viste perioden har gjennomsnittlig vekst i energiforbruket innenfor alminnelig forsyning vært 1,0 % pr. år. Dersom kraftintensiv industri også blir medregnet, har gjennomsnittlig økning også vært 1,0 % pr. år. Gjennomsnittlig økning for maksimaleffekten innenfor alminnelig forsyning har vært 0,6 % pr. år for hele perioden. Tilsvarende vekstrate inklusive kraftintensiv industri er 0,4 % pr. år. I Trondheim utgjør fjernvarme en betydelig andel av stasjonært energiforbruk. Samtidig betyr utviklingen i fjernvarmeleveringen mye for utviklingen i elektrisitetsforbruket. Statkraft Varme (som er konsesjonær) baserer forsyningen på avfallsforbrenning, bioenergi, biogass samt varmepumper, og supplert med olje-, gass- eller elektrokjeler i kuldeperioder. Figur 2.3 viser 6

7 utviklingen av energileveransen i fjernvarmenettet fra de ulike energibærerne siden oppstartåret 1983 og fram til i dag. Avfall Deponigass Spillvarme Biobrensel varmepumpe El.kjeler Naturgass ( LNG ) Propan/Butan ( LPG ) Olje Figur 2.3 Energi levert til Trondheim Energis fjernvarmenett i Trondheim (ikke temperaturkorrigert) Maksimallast i fjernvarmenettet var i 2010 på 210 MW (ikke temperaturkorrigert). Med en levert energimengde på 642 GWh i 2010 gir dette en brukstid på 3100 timer. I fjernvarmenettet i Klæbu var leveransen i 2010 på 6,0 GWh var ett mildt år med både redusert maksimallast og energiproduksjon. Det forventes fortsatt en betydelig vekst i fjernvarmeleveringen innenfor dagens dekningsområde for fjernvarme. I tillegg til fortetting innen eksisterende dekningsområde, vurderes kontinuerlig utvidelser heri nye produksjonssentraler i takt med forbruksøkningen. Rundt i kommunene i Sør-Trøndelag forøvrig er det etablert/under planlegging enkelte mindre fjernvarmeanlegg, j.fr. oversikten i tabell 3.2. Det antas at fjernvarmen i første rekke vil erstatte eksisterende elkjeler fyrt med olje/uprioritert elektrisitet. De planlagte mindre fjernvarmeanleggene får dermed liten innvirkning på forbruket av prioritert kraft. Regionalnettet i TEN-indre (Trondheim) er i stor utstrekning et typisk bynett. Dette består i vesentlig grad av et maskenett bygd opp med kabelforbindelser. Nettet er derfor lite utsatt for vær og vind, og ved feil vil det ofte være alternative forsyningsmuligheter. Særegent for TENindre er ellers at kraftverk nær bykjernen direkte tilknyttet regionalnettet, kan produsere en relativt stor andel av forbruket, ca. 40 % både i effekt og i energi. Regionalnettet i Sør-Trøndelag forøvrig er i svært stor grad bygd opp av luftlinjer. Det er mange steder lange avstander og liten og spredt bosetning. Avstanden nord-syd i regionalnettet er over 200 km og øst-vest ca. 150 km. TEN opererer dermed et regionalnett som i hovedsak strekker seg over hele Sør-Trøndelag, som har et areal på km 2. Totalt nærmer innbyggertallet i Sør- Trøndelag seg innbyggere, men dersom Trondheim holdes utenom, er det bare ca innbyggere innenfor det areal som kan regnes som TENs ytre forsyningsområde. Figur 2.4 7

8 illustrerer at trenden er nedadgående når det gjelder folketallsutviklingen i mange av kommunene i Midt-Norge. I Sør-Trøndelag gjelder dette 11 av 25 kommuner. Kommunevis befolkningsutvikling i Sør-Trøndelag Osen Holtålen Roan Snillfjord Tydal Rennebu Åfjord Agdenes Meldal Bjugn Hemne Røros Rissa Selbu Ørland Midtre Gauldal Frøya Oppdal Hitra Orkdal Malvik Melhus Skaun Trondheim -20,0-15,0-10,0-5,0 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 Figur 2.4 Kommunevis befolkningsendring i perioden Kilde: SSB Den spredte bosettingen medfører et behov for lange overføringslinjer og relativt mange transformatorstasjoner, ofte med beskjedene belastninger. Totalt består regionalnettet i Sør- Trøndelag av ca km luftledninger og ca. 90 km kabler. Videre er samlet installert transformeringsytelse ned til lastuttaket i distribusjonsnettet ca MVA. I tillegg kommer en samlet transformeringsytelse på ca. 260 MVA som forsyner kraftintensiv industri. Nettet går gjennom både typiske innlandsstrøk og ute ved en værhard kyst. Likevel oppleves det relativt sjeldent alvorlige og langvarige feil som kan føres tilbake til klimapåkjenninger. Enkelte områder er imidlertid utsatt under spesielle snø-, is- og vindforhold. Noen steder vil rasfare også kunne utgjøre en risiko. Figur 2.5 og 2.6 viser avbrudd pga. feil i nettet i henholdsvis TEN-indre og TEN-ytre. TEN-indre har de siste 10 årene hatt et gjennomsnitt på 93 MWh i ikke levert energi (ILE). Gjennomsnittlig ikke levert energi i TEN-ytre er 123 MWh i siste 10-årspeeriode. Leveringssikkerhet er dermed på godt over 99,9 % i hele forsyningsområdet. Klæbu 8

9 ILE [MWh] ILE_Distribusjonsnett [MWh] ILE_Regionalnett [MWh] Figur 2.5 Årlig ILE pga. feil i nettet i TEN-indre Figur 2.6 Årlig ILE pga. feil i nettet i TEN-ytre År Figur 2.7 viser alderssammensettingen for kabler, ledninger og transformatorer i regionalnettet i Sør-Trøndelag. Figuren viser at en betydelig andel av overføringslinjene i Sør-Trøndelag er over 40 år gamle. 9

10 Figur 2.7 Aldersammensetting for nettkomponenter i regionalnettet utenom Trondheim 10

11 3. Framtidig kraftbalanse Tabell 3.1 viser nye kraftverksprosjekt i Sør-Trøndelag. Det er bare tatt med prosjekt der konsesjonssøknad minimum er under behandling hos NVE. Tabell 3.1 Nye kraftverksprosjekt i Sør-Trøndelag Prosjekt Midlere årsproduksjon [GWh] Installasjon [MW] Sannsynlig utbygger Kommune Anmerkning Region Fosen: Valsneset 7,5 3 VIVA AS Bjugn Testst. vindkraft Bessakerfjellet II TEK Roan Vindkraftverk (utvidelse) Harbaksfjellet ,75 Sarepta Energi Åfjord Vindkraftverk Kvenndalsfjellet SAE Vind Åfjord Vindkraftverk Sørmarkfjellet Sarepta Energi Osen (S-T) og Vindkraftverk Flatanger (N-T) Roan Sarepta Energi Roan Vindkraftverk Storheia SAE Vind Bjugn og Åfjord Vindkraftverk Kvernhusfossen 7,2 1,9 Flenstad Kraft Åfjord Småkraft Øverdal (Grytelva) 2,4 0,5 Privat grunneier Roan Småkraft Gullbergelva 8,0 2,7 Gullgruva Kraft Åfjord Småkraft. Konsesjon påklaget. Rømmesfossen 4,5 1,1 Åfjord Småkraft Svartholsfossen 8,0 2,4 Åfjord Småkraft Grovlia 5,5 1,3 TEK Åfjord Småkraft Trongstadlia 10,7 3,7 TEK Åfjord Småkraft Roksetbekken 5,6 1,6 Småkraft Rissa Småkraft Dansefoss 3,6 1,0 Fjellkraft Rissa Småkraft Litleelva 4,0 1,2 Fjellkraft Rissa Småkraft Storårevatnet 2,8 0,9 Fjellkraft Rissa Småkraft Fessedalselva 14,2 4,1 Fjellkraft Rissa Småkraft Osaelva 13,6 5,0 Osaelva Kraft Rissa Småkraft Region Lundesokna: Skjenald 5,9 2,9 Salv. & Thams Orkdal Småkraft Ok-kraftverk 6,5 1,0? Orkdal Småkraft Sagfossen 5,4 0,9 Privat grunneier Orkdal/Meldal Småkraft Sagberget (Vigda) 10,0 2,1 TEK/ Salv. & Thams Melhus/Skaun Småkraft Resa 9,1 3,3 Fjellkraft Meldal Småkraft Sundli 5,0 1,4 Jamtåsbekken vasskraftlag Orkdal Småkraft Messa 3,0 1,0 Clemens Kraft Meldal Småkraft Skjerva 8,2 3,1 Skjerva Kraft Meldal Småkraft 11

12 Tabell 3.1, fortsetter Nye kraftverksprosjekt i Sør-Trøndelag Prosjekt Midlere årsproduksjon [GWh] Installasjon [MW] Sannsynlig utbygger Kommune Anmerkning Region Hemne: Frøya 150 Inntil 60 TEK/NTE Frøya Vindkraftverk Hitra SAE Vind Hitra Vindkraftverk (utvidelse) EPS: Engvikfjellet, Pållifjellet, Svarthammaren SAE Vind og TEK (dobbeltmeldt) Snillfjord Vindkraftverk Remmafjellet Zephyr Snillfjord Vindkraftverk Geitfjellet SAE Vind og Snillfjord Vindkraftverk Zephyr (dobbeltmeldt) Heimsfjellet SAE Vind Hemne Vindkraftverk Storfossen 3,7 1,1 Kårøyan Kraft Hemne Småkraft Leneselva 9,7 1,7 Lenseelva Kraft Hemne Småkraft Fjelna 20,3 4,9 Fjellkraft Hemne Småkraft Venna 9,8 2.8 Privat grunneier Snillfjord Småkraft Fagerdalen 5,3 2,2 Fjellkraft Snillfjord Småkraft Øvre Skorilla 6,7 2,0 Fjellkraft Snillfjord Småkraft Nedre Skorilla 5,3 2,0 Fjellkraft Snillfjord Småkraft Langtjønna 0,7 2,2 Privat grunneier Snillfjord Småkraft Snilldalselva 4,3 1,7 Elvekraft Snillfjord Småkraft Region Driva: Storfallet (Vindøla) 10,3 3,7 TEK Oppdal Småkraft. Avslag påklaget. Gisnafallet 8,1 3 Gisnafallet Kraft Oppdal Småkraft Langvella-overf KVO Oppdal Overføring. Vurderes vernet. Svorunden 9,9 3,2 Norsk Grønnkraft Oppdal Småkraft Region KVO: Kløftbrua 16,8 5,0 Kløftbrua Kraft Rennebu Småkraft Region Nea: Litj-Hena 13 4,8 Opplysningsvesenets Tydal Småkraft Fond Hynna 11,5 3,5 Opplysningsvesenets Fond Tydal Småkraft Prestfossen 19,5 5,4 Statkraft Selbu Småkraft Usma 29,2 9,9 TEK Selbu Småkraft Grøna 11,8 3,3 Småkraft Tydal Småkraft Mølnåa 3,0 1,1 SEV Selbu Småkraft Sternesbekken 9,0 2,8 Statkraft Selbu Småkraft Lødølja 14,9 4,77 Fjellkraft Tydal Småkraft Ramsjøelva 3,34 1,2 Fjellkraft Tydal Småkraft Trondheim/Klæbu: Tangvella 22,1 8,7 SEV Klæbu Småkraft Rangåa 4,9 1,6 Småkraft Klæbu Småkraft Brunga 8,3 3,1 Småkraft Klæbu Småkraft TEK har rettskraftig konsesjon for å utvide ytelsen i Bessakerfjellet vindkraftverk (Skomakerfjellet) med 10 MW. Harbaksfjellet vindkraftverk (Sarepta Energi) har rettskraftig konsesjon, men har p.t. ikke ledig nettkapasitet. 12

13 Følgende prosjekter for ny krafttilgang regnes som sannsynlige for realisering (tidspunkt er også sannsynlig ikke fast), j.fr. tabell 3.1: : Vindkraftverk på Fosen eks. Sørmarkfjellet (ligger stort sett i Nord-Trøndelag): Midlere årsproduksjon = 1940 GWh og maks. effekt = 724 MW. Flere små kraftverk: småkraft i kommunene Meldal, Hemne, Snillfjord, Klæbu, Selbu og Tydal Total midlere årsprod. = 236,6 GWh og samlet maks. effekt = 78,2 MW : Vindparker sør for Trondheimsfjorden inkl.. Frøya: Midlere årsproduksjon = 2055 GWh og maks. effekt = 825 MW. Tallene er tilnærmet da flere av prosjektene er dobbeltmeldt. Flere små kraftverk: småkraft på Fosen, samt øvrige prosjekt i tabell 4.1 som ikke er tatt med ovenfor. Total midlere årsprod. = 191,7 GWh og samlet maks. effekt = 51,1 MW : Ingen kjente prosjekt. Det er imidlertid f.eks. under planlegging flere vindkraftprosjekt i indre Sør-Trøndelag. Prosjektene har p.t. ikke kommet langt nok til at de tas med her. Figur 3.1 viser lokaliseringen av vindparkene som er omtalt ovenfor. 13

14 Vindkraftverk nord for Trondheimsfjorden Kilde: NVE ( Vindkraftverk sør for Trondheimsfjorden Kilde: KS for Remmafjellet vindkraftverk, Zephyr AS Merk at planleggingen av Vargheia vindkraftverk er stanset. Figur 3.1 Lokalisering av planlagte vindparker på Fosen og i Snillfjord-området, status

15 Tabell 3.2 gir en kommunevis oversikt over aktuelle prosjekt når det gjelder produksjon av fornybar energi (potensialet for små kraftverk samt fjernvarmeprosjekter). Tabellen viser også kommunevise prognoser for antatt utvikling for totalt energiforbruk. Tabell 3.2 Aktuelle prosjekt for produksjon av fornybar energi samt kommunevise energiprognoser Kommune Energiprognose Alternativ produksjon Merknader [%/år] Agdenes : 0,5 Potensial små kr.verk 1) : 9,5 GWh/2,3 MW Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg. Bjugn : 0,5 Potensial små kr.verk: 1,5 GWh/0,4 MW. Fjernvarmeanlegg: 3,9 GWh/2,0 MW Frøya : 1,0 Potensial små kr.verk: 0 GWh/0 MW Hemne : 0,5 Potensial små kr.verk: 90,4 GWh/23,9 MW Fjernvarmeanlegg: 1,8 GWh/2,8 MW Hitra : 1,0 Potensial små kr.verk: 1,3 GWh/0,3 MW Holtålen : 0,5 Potensial små kr.verk: 0 GWh/0 MW Klæbu : 1,5 Potensial små kr.verk: 21,4 GWh/5,2 MW Malvik : 1,5 Potensial små kr.verk: 30,7 GWh/7,9 MW Meldal : 0,5 Potensial små kr.verk: 102,1 GWh/25,2 MW Melhus : 1,5 Potensial små kr.verk: 0 GWh/0 MW Midtre : 1,0 Potensial små kr.verk: 0 GWh/0 MW Gauldal Oppdal : 1,0 Potensial små kr.verk: 99,1 GWh/25,4 MW Orkdal : 1,5 Potensial små kr.verk: 24,5 GWh/6,0 MW Osen : 0,5 Potensial små kr.verk: 0,7 GWh/0,2 MW Rennebu : 0,5 Potensial små kr.verk: 59,5 GWh/15,8 MW Nærvarmeanlegg: 1,5 GWh Rissa : 0,5 Potensial små kr.verk: 67,1 GWh/17,1 MW Fjernvarmeanlegg: 2 GWh/1,0 MW Roan : 0,5 Potensial små kr.verk: 19,9 GWh/4,9 MW Røros : 0,5 Potensial små kr.verk: 16,2 GWh/3,3 MW Fjernvarmeanlegg: 8,6 GWh/4,5 MW 15 Varmepumpebasert (sjøvann) fjernvarmeanlegg idriftsatt november 2005 i Botngård. Fjernvarmeanlegg under utredning. Lian trevarefabrikk har etablert fjernvarmeanlegg basert på flisfyring. Utvidelse vurderes (2,5 MW; 4,2 GWh). Fjernvarmeanlegg i Fillan under vurdering.. Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg. Det forventes en større %-vis vekst i fjernvarmeleveringen enn i elforbruket Fjernvarmeanlegg Svebergmarka utredet (1,5+1,7 MW; 6,9 GWh). Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg. Fjernvarmeanlegg i Melhus utredet (2,1 MW; 3,7 GWh). Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg. Fjernvarmeanlegg i sentrumsområdet utredet (13,6 MW; 25,8 GWh). Fjernvarmeanlegg basert på spillvarme, biobrensel og gass etablert (2 MW; 12 GWh). Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg. Nærvarmeanlegg (spillvarme fra Tine Midt-Norge) i drift, men kapasiteten bare delvis utnyttet. Biobrenselfyrt fjernvarmeanlegg i sentrumsområdet i drift (1,0 MW; 2 GWh). Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg. To fjernvarmeanlegg er i drift (Røros Øst og Røros Vest). Utvidelse med 0,99 MW idriftsatt desember 2011.

16 Tabell 3.2, fortsetter Aktuelle prosjekt for produksjon av fornybar energi samt kommunevise energiprognoser Kommune Energiprognose [%/år] Alternativ produksjon Selbu : 0,5 Potensial små kr.verk: 46,0 GWh/11,5 MW Skaun : 1,5 Potensial små kr.verk: 13,1 GWh/3,7 MW Snillfjord : 0,5 Potensial små kr.verk: 73,1 GWh/17,9 MW Trondheim : 1,5 Potensial små kr.verk: 1,7 GWh/0,4 MW Tydal : 0,5 Potensial små kr.verk: 64,7 GWh/15,8 MW Ørland : 0,5 Potensial små kr.verk: 0 GWh/0 MW Åfjord : 0,5 Potensial små kr.verk: 97,0 GWh/24,1 MW 1) Potensial små kraftverk (omfatter ikke vernede vassdrag): Kilde NVE. Merknader Flere nærvarmeanlegg satt i drift (5700 kw, ca. 16,5 GWh) Fjernvarmeanlegg med varmepumpesentral i Børsa under vurdering (1,6 MW; 2,4 GWh). Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg. Det forventes en større %-vis vekst i fjernvarmeleveringen enn i elforbruket Ingen konkrete planer for fjernvarmeanlegg. Fjernvarmeanlegg med varmepumpesentral etablert i Brekstad (2,4 MW; 5,2 GWh). Fjernvarmeanlegg i sentrumsområdet utredes (0,6 MW; 1,4 GWh). Prognosene for utviklingen når det gjelder elektrisitetsforbruket er satt til: TEN-indre (Trondheim og Klæbu): o Energiforbruk : 0,7 % pr. år o Effektforbruk : 0,9 % pr. år Øvrige Sør-Trøndelag: o Energiforbruk : 0,9 % pr. år o Effektforbruk : 1,0 % pr. år Figur 3.2 og figur 3.3 presenterer økningen i henholdsvis energi- og effektforbruket i TEN-indre, og figur 3.4 og figur 3.5 viser tilsvarende forbruksøkning i Sør-Trøndelag forøvrig. Figur 3.2 Energiprognosen i TEN-indre Figur 3.3 Effektprognosen i TEN-indre 16

17 Forbruk [GWh] Maks. effektforbruk [MW] Energiprognose for Sør-Trøndelag forøvrig [GWh] Effektprognose for Sør-Trøndelag forøvrig [MW] Reg. forbruk Prognoser Lineær (Reg. forbruk) Reg. forbruk Prognoser Lineær (Reg. forbruk) Figur 3.4 Energiprognosen i Sør-Trøndelag forøvrig År Figur 3.5 Effektprognosen i Sør-Trøndelag forøvrig År Tabell 3.3 viser maksimalforbruket i smelteverkene i fylket og utvidelsesplaner i løpet av analyseperioden. Tallene er innhentet fra hvert enkelt selskap. Utredningsansvarlig ønsker i denne sammenheng å påpeke følgende i tilknytning til de skisserte utvidelsesplanene: Det er vel kjent at Midt-Norge (dvs. fylkene Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag og Nord- Trøndelag) samlet har en betydelig negativ kraftbalanse. Forsyningssituasjonen har derfor vinterstid i flere perioder vært svært anstrengt. Dette har til tider gitt meget høye timepriser for kraft i spotmarkedet. Pga. den bekymringsfulle forsyningssituasjonen, vil Statnett, inntil sentralnettet inn mot Midt-Norge er forsterket gjennom ny 420 kv ledning Ørskog Fardal, kunne ha innsigelser mot etablering av nytt større uttak. Eventuelle utvidelsesplaner i KII, vil bli vurdert fra prosjekt til prosjekt. KII må med andre ord gå i dialog med systemoperatør så tidlig som overhode mulig, dersom man ønsker å gjennomføre større utvidelser eller etablere ny virksomhet. I 2011 var forbruket til KII i Sør-Trøndelag (Washington Mills, Holla Metall og Lilleby Metall) 825 GWh, med et maksimalt effektuttak på 103,5 MW. Merk at Elkem Thamshavn her er holdt utenfor. Smelteverket har direkte uttak fra sentralnettet i Orkdal transformatorstasjon via egen 132 kv ledning. Denne kraftsystemutredningen har derfor liten/ingen fokus på dette uttaket. Elkem Thamshavn har et maksimalt effektuttak på 70 MW, og et energiforbruk på inntil 560 GWh (forutsatt 8000 h brukstid). Smelteverket har en egenproduksjon fra en dampturbin på 18 MW, slik at midlere årsforbruk kan settes til ca. 420 GWh. Thamshavn har planer for økt energigjenvinning, slik at forbruket framover snarere vil gå ned enn øke. 17

18 Anlegg Mak. effekt [MW] Energiforbruk [GWh] Utvidelsesplaner Andre merknader (ved 8000 h) Holla Metall Ovnslast: 12,5 + 13,8 + 17, = 77,2. Hjelpekraft = ca. 9 MW. 688 Økning inntil 120 MW, dvs. med 34 MW. Fra juli 2010 ny eier: Wacker Chemie AG Totalt = 86,0 MW. Tidsperspektiv: Det har vært stille om prosjektet i senere tid. Antas tidligst medio Ingen videre planer er kunngjort. Sunergy P.t. 0 MW. Inntil MW. 240 Tidsperspektiv: Det er vedtatt forlenget prøveproduksjon til Nytt anlegg på Grønnøra, Orkanger for produksjon av silisium av solcellekvalitet. sommeren Evonik Solar Norge, som er et datterselskap av det tyske kjemikonsernet Evonik Industries AG, har overtatt Eventuell oppstart kan tidligst forventes ultimo Sunergy-prosjektet. Lilleby Metall 0 0 P.t. prøvedrift for silisiumproduksjon, etter planen til juni Smelteverket på Lilleby i Trondheim er ikke i drift, og området vil på sikt bli solgt med tanke på eiendomsutvikling. Elkem Thamshavn = Nytt energigjenvinningsanlegg: Produserer i dag 14 MWel/115 GWh/år. Dette øker til ca. 180 GWh/år i det nye anlegget. 2 kjeler + nytt dampturbinanlegg i løpet av Elkem Thamshavn har forøvrig forsyning via egen 132 kv ledning direkte fra Orkdal transformatorstasjon. Vi har Ingen kjente, videre utvidelsesplaner. derfor ingen fokus på dette uttaket i regional kraftsystemutredning, da anlegget altså bare er i inngrep med sentralnettet. Elkem er solgt til China National Bluestar Group Co. Washington Mills 18 MW (ovner) + 15 MW (prosess) = 33 MW 264 Washington Mills har overfor TEN antydet at ovnslasten er faset ut I senere tid har kapasiteten ikke vært utnyttet fullt ut, og på permanent basis. Dermed gjenstår prosessdelen for behandling lasten har vært begrenset til prosessdelen: av crude (som skipes inn). dvs MW Tabell 3.3 Maksimalforbruk og utvidelsesplaner i kraftintensiv industri (KII) i Sør-Trøndelag

19 Energi [GWh Figur 3.6 viser prognosert energibalanse i Sør-Trøndelag for perioden Energibalansen i Sør-Trøndelag [GWh] År Midlere årsproduksjon vindkraft Midlere årsproduksjon vannkraft Kraftintensiv industri Alminnelig forsyning, øvrige Sør-Trøndelag Alminnelig forsyning, TEN-indre Balanse med vindkraft Balanse uten vindkraft Figur 3.6 Prognosert energibalanse [GWh] i Sør-Trøndelag Dersom vindkraft holdes utenfor, vil energiunderskuddet i Sør-Trøndelag øke fra ca. 360 GWh i 2012 til ca GWh i Denne underbalansen må på en eller annen måte dekkes opp. I region Midt-Norge, kan p.t. verken Nord-Trøndelag eller Møre- og Romsdal (begge underskuddsområder) bidra til å dekke opp underbalansen i fylket. Derfor må underskuddet i Sør-Trøndelag balanseres ut på annet vis. Dette kan skje gjennom enten å etablere ny produksjonskapasitet i fylket, tilføre kraft via sentralnettet fra overskuddsområder andre steder i landet eller importere kraft fra utlandet (også transportert via sentralnettet). Det er avgjørende at ny 420 kv ledning Ørskog Fardal kan komme i drift så snart som mulig, da forbindelsen er helt sentral når det gjelder å bedre forsyningssituasjonen i Midt-Norge. Dessverre kan ledningen tidligst komme i drift ultimo Tidligere i rapporten er vindparkplanene i Sør-Trøndelag omtalt. Som figuren ovenfor viser, vil produksjon fra vindkraftverkene kunne bedre energibalansen betraktelig, slik at det i 2027 blir en positiv balanse på i overkantkant av 3000 GWh. I balansen er ikke Sørmarkfjellet vindkraftverk (lokalisert stort sett i Nord-Trøndelag) medregnet. All overskuddsproduksjon må transporteres ut av fylket, og mesteparten av overskuddet vil ta veien via sentralnettet. Det er noen få fjernvarmeanlegg som konkret er under planlegging i fylket, j.fr. tabell 2.1 (kapittel 2.3) for beregnet produksjonskapasitet. Det antas at fjernvarmen i første rekke vil erstatte eksisterende elkjeler fyrt med olje/uprioritert elektrisitet. De planlagte mindre fjernvarmeanleggene får dermed marginal innvirkning på forbruket av prioritert kraft. Figur 3.7 viser prognosert fastkraft effektbalanse i Sør-Trøndelag for perioden Typisk vinterproduksjon er forutsatt lik 0,3 P inst i vindkraftverkene. Når det gjelder vindkraftverk, er det imidlertid viktig å ta i betraktning at det på kalde vinterdager, når belastningen ligger på maksimalverdier, ofte er lite vind og følgelig lav/ingen produksjon.

20 Effekt [MW] Effektbalansen i Sør-Trøndelag [MW] År Typisk vinterproduksjon vindkraft Typisk vinterproduksjon vannkraft Kraftintensiv industri Alminnelig forsyning, øvrige Sør-Trøndelag Alminnelig forsyning, TEN-indre Balanse med vindkraft Balanse uten vindkraft Figur 3.7 Prognosert effektbalanse [MW] i Sør-Trøndelag Av figuren går det fram at det vil være et effektunderskudd i Sør-Trøndelag i hele analyseperioden uten vindkraft, mens det med vindkraft etter hvert blir effektoverskudd. Effektunderskuddet øker fra i underkant av 200 MW i 2011 til vel 370 MW i 2027 uten vindkraftproduksjon. Produksjon fra vindkraftverkene bedre effektbalansen betydelig, slik at det blir ca. 180 MW effektoverskudd i

21 4. Framtidige overføingsforhold I utredningen beskrives framtidige overføringsforhold for to ulike alternativer. Samtidig gjøres det rede for områdets viktigste drivere/faktorer, og hvilken betydning disse har for overføringsforholdene. Regionalnettet i Trondheimsområdet (kommunene Trondheim og Klæbu) forsyner hovedsakelig et byområde. Trondheim kommune har stor fokus på at det skal stilles krav om vannbåren oppvarming i nye bygg noe som tilsier lavere vekst i elforbruket enn ellers. Usikkerheten vedrørende nettutvikling og struktur knytter seg først og fremst til behovet for kabling av 66 kv linjer og til flytting av kabler. Behovet for å utvikle byområder legger også føringer for fornying av transformatorstasjoner. I nettanalyser er det viktig å utfordre de konklusjonene som trekkes i hovedscenarioet. Her vil hovedscenarioet være basert på forventet vekst i effektforbruket og samtidig ta hensyn til kjente og vedtatte krav til endringer av kraftsystemet (kabelomlegginger, fornyelser, osv.). Alternative scenarioer vil være lav vekst eller høy vekst og/eller mulige krav til endringer av kraftsystemet. For ikke å komplisere bildet unødig ser vi i slike alternative scenarioer inntil 10 år fram i tid (altså ikke hele analyseperioden på 15 år). Hovedscenario: Vekst i effekt lik det vi i kap har konkludert med som mest sannsynlig; 0,9 % p.a. Kjente endringer av andre årsaker enn vekst i forbruket. Alternativt scenario vil være mulige kombinasjoner av: Høy vekst i effektforbruk: 1,5 % p.a. Lav vekst: 0 % p.a. Mulige andre ikke vedtatte krav til endringer av kraftsystemet I Sør-Trøndelag for øvrig skiller to drivere/faktorer seg klart ut når det gjelder momenter som vil påvirke regionalnettsutviklingen: 1. takten og omfanget av utbygginger av vindkraftverk 2. systemløsningen som blir valgt for sentralnettet, alternativ og tidsskjema Driver 1 og driver 2 henger forøvrig tett sammen. Valg av systemløsning i sentralnettet er for en stor del styrt av vindkraftutbyggingene. Situasjonen kan også beskrives omvendt, dvs. vindkraftutbyggingene er avhengige av at det er et sentralnett tilgjengelig. En tredje driver som ofte vil påvirke systemløsninger i regionalnettet er belastningsutviklingen, j.fr. Trondheim. I Sør-Trøndelag ellers vil netteutviklingen bare unntaksvis være påvirket av denne faktoren. I regionen er, som tidligere beskrevet, nettstrukturen preget av lange avstander, spredt bosetting og relativt begrensede lastuttak i stasjonene. De topologiske forholdene er det lite å gjøre ved. Planene til KII kan likevel påvirke nettutviklingen i enkelte områder. 21

22 22 kv distribusjonsnettet er også mange steder preget av lange avstander, og dette kan påvirke spenningskvaliteten gjennom betydelige spenningsfall. Enkelte steder er det derfor blitt etablert nytt 66/22 kv transformeringspunkt. Eksempel på dette er på Frøya. Til en viss grad kan også planer for ny småkraftutbygging influere på utviklingen av regionalnettet. I utredningen får de to scenarioene som følger av de ovenfornevnte drivere følgende navn: 1. Business as usual, Scenario BU: Beskjeden utbygging av vindkraftverk og følgelig ingen utbygging av sentralnettet på Fosen og videre mot Orkdal/Trollheim. 2. Full throttle, Scenario FT: Omfattende vindkraftutbygginger på Fosen og i Snillfjordområdet. Bygging av ny 420 kv-ledning i ytre trasé (over Fosen) gjennom Sør- Trøndelag, og etablering av flere 420/132 kv transformeringssteder på denne ledningen. Scenario 2 vurderes som mest sannsynlig, ikke minst pga. av at et felles sertifikatmarked med Sverige nå omsider er på plass. Dette gir insentiver til å bygge ut ny, «grønn» produksjonskapasitet. Imidlertid går det uforholdsmessig lang tid før nye prosjekt realiseres. Dette har i noen henseender skapt problemer for TEN. Ønskede nettforsterkninger har blitt utsatt/lagt på is i påvente av en avklaring rundt kraftprosjektene, for å unngå feilinvesteringer i regionalnettet. Dette har resultert i reduserte driftsmarginene og høyere nettap. Innimellom har TEN måttet iverksette provisoriske tiltak, for å redusere disse ulempene mest mulig. Eksempel på dette har vært forsyningen til Frøya de siste 5-6 årene. Her har man, så langt som mulig, forsterket/omstrukturert distribusjonsnettet. Imidlertid ble til slutt «strikken tøyd så langt» at tidligere planer om å videreføre regionalnettet til Frøya måtte gjennomføres. Trondheimsområdet: Forsyningssituasjonen er god både med hensyn på transformering fra sentralnettet og overføringskapasiteten i regionalnettet. Med sannsynlig prognose synes det ikke å være nødvendig med flere transformeringspunkter fra sentralnettet enn dagens to (Strinda og Klæbu). For de vestlige bydeler i Trondheim er det imidlertid ved feil på en luftlinje i ekstrem høylast, muligheter for at ikke all last blir dekket opp selv etter omkoblinger i nettet. På grunn av liten sannsynlighet og lite berørt last, representerer dette foreløpig lave avbruddskostnader. Etter hvert som belastningen øker, vil imidlertid også berørt last øke, og på et tidspunkt vil det derfor være optimalt å forsterke regionalnettet. Etter at nye Leirfossen kraftverk ble satt i drift høsten 2008, vil det i gitte situasjoner kunne oppstå problemer med innestengt effekt. Planlagt nytt Svean kraftverk vil forsterke disse problemene. Dette skyldes "trang" overføringskapasitet i nettet i området, men det arbeides med å finne gode løsninger på problemet i dialog med kraftprodusenten. Utover i analyseperioden blir det nødvendig å vurdere ny eller forsterket innmating til Trondheim Øst, samt vurdere ny innmating til Byåsenområdet. 22

23 Sør-Trøndelag forøvrig: For å gjøre beskrivelsen av framtidige nettmessige forhold i Sør-Trøndelag forøvrig mer oversiktlig, er forsyningsområdet delt inn i 7 regioner: 1. Region Fosen 2. Region Lundesokna 3. Region Hemne 4. Region Driva 5. Region KVO 6. Region Nea 7. Region Røros Region Fosen Ledningen Straum Bratli ble idriftsatt Innmatingen sikrer forsyningssituasjonen på Fosen etter kabelhavariet Agdenes Fevåg i Nettstudier konkluderer dessuten med at eksisterende ledning Straum Hubakken Mørre Stoen (fram til Øyan) må oppgraderes. Beregningene viser at ledningen Straum - Stoen ideelt sett burde vært forsterket raskest mulig i Scenario BU. Imidlertid er nettforsterkningen inntil videre lagt på is i påvente av en avklaring rundt vindkraftprosjekter/sentralnettsutbygging på Fosen (Scenario FT). TEK satte høsten 2006 i drift sin vindpark på Valsneset i Bjugn kommune. Den er etablert i tilknytning til teststasjonen til VIVA AS. Effektinstallasjonen i parken er 11,5 MW. Energiproduksjonen er beregnet til ca. 35 GWh/år, og produksjonen mates inn til ny Bjugn transformatorstasjon. Byggetrinn 2 i prosjektet blir etablering av ny ledning fra Utheim til Bjugn. Denne forbindelsen er for tiden under bygging, og vil bli ferdigstilt inneværende år. Lengre nord, på Bessakerfjellet i Roan kommune, har TEK i løpet av høsten 2008 fullført begge byggetrinn av Bessakerfjellet vindkraftverk. Samlet installasjon i parken er 57,5 MW, og beregnet energiproduksjon er på ca. 144 GWh. TEK er nå også meddelt konsesjon for å utvide installasjonen i parken med 10 MW (Skomakerfjellet). Da mye av produksjonen i Bessakerfjellet vindkraftverk mates inn i NTEs regionalnett, medfører utvidelsen behov for forsterkninger i dette nettet: ny kabel ved Namsos flyplass mulig temperaturoppgradering av deler av forbindelsen Bratli Namsos behov for reaktiv ytelse i Brattli transformatorstasjon, da det flyter reaktiv effekt fra Bratli mot Straum. Den reaktive effekten må selvsagt komme et sted fra, bl.a. gjennom regionalnettet til NTE (beslaglegger nettkapasitet og gir økte nettap) På Fosen planlegges som nevnt flere vindparker, j.fr. figur 3.1: 1. Sarepta Energi er meddelt konsesjon for et vindkraftverk på Harbakfjellet i Åfjord kommune. Maksimal produksjon blir inntil 91 MW. Vindkraftverket er tenkt tilkoblet regionalnettet i Hubakken via egen ledning. Det er ikke ledig overføringskapasitet i eksisterende regionalnett, slik at konsesjon for full utbygging er gitt under betingelse av at det blir etablert et nett som har tilstrekkelig kapasitet. 2. I samme område er SAE Vind meddelt konsesjon for et vindkraftverk på Kvenndalsfjellet (også Åfjord kommune), med beregnet maksimalproduksjon på inntil 100 MW. 23

24 3. Noe lengre sør, i Åfjord og Bjugn kommuner, er SAE Vind meddelt konsesjon for Storheia vindkraftverk med en effektinstallasjon på inntil 220 MW. 4. Sarepta Energi er meddelt konsesjon for Roan vindkraftverk (inntil 300 MW) i Roan kommune. 5. Sarepta Energi er også meddelt konsesjon for Sørmarkfjellet vindkraftverk som ligger i Flatanger kommune (Nord-Trøndelag) samt et lite område i Osen kommune (Sør- Trøndelag). Maksimalproduksjon er beregnet til 150 MW. Konsesjonsvedtaket for vindkraftverkene (bortsett fra Harbakfjellet) er anket, og ankesaken ligger p.t. til behandling hos OED. Alle de ovenfor nevnte vindkraftprosjektene (unntatt Bessakerfjellet) er avhengig av at det etableres sentralnett på Fosen, dvs. en nettutvikling i henhold til Scenario FT. TEN har sammen med Statnett og vindkraftaktørene vært aktiv når det gjelder vurderinger/utredninger av de nettmessige konsekvensene av alle vindkraftplanene, og status for arbeidet med å finne løsninger for nettilknytning av vindkraftverkene bl.a. på Fosen er pr. i dag: 1. Konsesjonssøknad for Samordnet nettilknytning av vindkraftverk sør for Roan Sarepta, SAE Vind og TrønderEnergi Nett. Mars Samordnet nettilknytning er meddelt konsesjon, men vedtaket er under ankebehandling. 2. Konsesjonssøknad for 300 (420 kv) ledning Namsos Roan. Statnett. November Ledningen Namsos Roan er meddelt konsesjon, men vedtaket er under ankebehandling. 3. Konsesjonssøknad for 420 kv ledning Roan Storheia. Statnett. Mai Ledningen Roan Storheia er meddelt konsesjon, men vedtaket er under ankebehandling. 4. Konsesjonssøknad for 420 kv ledning Storheia Orkdal/Trollheim. Mai Ny 420 kv forbindelse Namsos Roan - Storheia kan trolig tidligst stå ferdig 2015/2016, og først da vil flere av vindkraftplanene kunne realiseres. Statnett har presentert grenser for utbygging av ny produksjon som følge av forsterket sentralnett, j.fr. i denne sammenheng Kraftsystemutredningen for sentralnettet [3]. Nedenfor tar vi med avsnittene i Nettutviklingsplan for sentralnettet [3], der overføringsgrensene også omtales: For å legge til rette for vindkraftproduksjon på Fosen planlegger Statnett å bygge en ny 420 kv ledning fra Namsos via Roan til Storheia. Med dette tiltaket kan det tas inn anslagsvis 800 MW vindkraft fra Fosen til Namsos. Omfanget begrenses da av kapasiteten i sentralnettet sørover fra Namsos. For å legge til rette for ny vindkraft i Snillfjordområdet og samtidig muliggjøre et større omfang vindkraft på Fosen, planlegger Statnett en videreføring av 420 kv ledningen fra Storheia videre sørover over Trondheimsfjorden via Snillfjord til Trollheim og/eller Orkdal. Det vurderes som aktuelt å starte med utbygging av radielle løsninger til Fosen og Snillfjord, for deretter å knytte forbindelsene sammen over Trondheimsfjorden. Med radiell nettløsning fra Trollheim/ Orkdal til Snillfjord og forutsatt produksjonsfrakobling ved feil i nettet, vil det være mulig å ta inn inntil 1200 MW vindkraft fra Snillfjordområdet. En sentral forutsetning for å ta inn særlig ny kraftproduksjon inn mot Orkdal eller Trollheim er imidlertid at 300 kv ledningen mellom Klæbu og Aura er oppgradert til 24

25 420 kv, som et minimum sør for tilkoblingspunktet. En ytre gjennomgående 420-kV forbindelse vil sammen med planlagt spenningsoppgradering mellom Namsos og Klæbu og videre til Aura/Viklandet, gi to parallelle 420 kv ledninger og dermed et sterkt nett gjennom Midt-Norge. Dette vil gi rom for MW vindkraft i området, avhengig av løsning. Det vil imidlertid oppstå behov for økt overføringskapasitet sørover fra Midt- Norge ved omkring 1600 MW vindkraft på Fosen og i Snillfjordområdet, dog avhengig av omfanget øvrig ny kraftproduksjon i Midt- og Nord-Norge. Det er utfordringer knyttet til rekkefølgen av utbyggingen av nettforsterkningene for å legge til rette for ny vindkraftproduksjon i Midt-Norge. Før den gjennomgående ledningen over Fosen kan knyttes til i Orkdal eller Trollheim, må 300 kv ledningen mellom Klæbu og Aura (minimum sør for tilkoblingspunktet) være oppgradert til 420 kv. Ledningen kan ikke tas ut for oppgradering før Ørskog-Fardal er i drift. Forsinkelser av Ørskog-Fardal vil dermed også forsinke utbyggingen av nett for vindkraft og dermed vindkraftutbyggingen i Midt-Norge. Som nevnt ovenfor, sendte Statkraft, Sarepta Energi og TEN i fellesskap Konsesjonssøknad m./forslag til utredningsprogram for samordnet nettilknytning av vindkraftverk sør for Roan i mars De fire vindkraftverkene er Harbaksfjellet, Kvenndalsfjellet, Storheia og Roan. I søknaden beskrives samlet de aktuelle alternativer for nettilknytning av vindparker samt ombygging av regionalnettet, uavhengig av aktør. TEN er formell konsesjonssøker, og er meddelt konsesjon (ikke rettskraftig), for følgende anlegg: 1. Ny ledning Hubakken Storheia transformatorstasjon 2. Ny ledning Straum Roan transformatorstasjon 3. Utvidelse av Hubakken transformatorstasjon 4. Utvidelse av Straum transformatorstasjon 5. Etablering av nytt koblingsanlegg (på Spannklumpen) i planområdet til Roan vindpark. Koblingsstasjonen er bare aktuell dersom Roan vindpark blir realisert. Fra før har forbindelsen Harbaksfjellet Kvenndalsfjellet Hubakken (Sarepta Energi) konsesjon. Sett i lys av forholdene beskrevet ovenfor, har det for TEN altså vært nødvendig å revurdere de tidligere omtalte planene for å forsterke eksisterende forbindelsen Straum Hubakken Mørre Stoen. Inntil spørsmålene rundt vindkraftutbyggingene/sentralnettsutbyggingen blir helt avklart, velger derfor TEN å skyve disse planene ut i tid. Region Lundesokna I Orkanger, nærmere bestemt på industriområdet Grønnøra, planlegger Sunergy et industrianlegg for produksjon av silisium til solceller. Sunergy ble oktober 2011 solgt til Evonik Solar Norge AS, som er et datterselskap av det tyske kjemikonsernet Evonik Industries AG. Det nye selskapet har besluttet å forlenge produksjonskampanjene (dvs. testproduksjon) ved Lillebyanlegget i Trondheim tom. juni Eventuelt nytt anlegg på Grønnøra blir dermed også skjøvet ut i tid, og med en byggetid for nytt fabrikkanlegg på 18 måneder kan det nå tidligst stå ferdig i Maksimalt effektbehov for anlegget er nå økt noe, til 60 MW. Med det rådende markedet for solceller, vurderes planene p.t. som relativt usikre. Det er behov for forsterket innmatingen til Melhusområdet. TEN sendte derfor desember 2007 konsesjonssøknad for ny ledning Klæbu Gimse. Ny forbindelse fikk konsesjon, og denne ble 25

26 rettskraftig i desember Det er planlagt byggestart for ledningen i februar 2013, slik at den kan være i drift samme høst. Alternativet forutsetter også nødvendige tiltak i Gimse transformatorstasjon. Her ble forøvrig ny og større transformator installert høsten Nettforsterkningen er scenariouavhengig. Region Hemne I 2002 ble det besluttet å videreføre regionalnettet til Frøya. Planene omfattet ny transformatorstasjon på øya (ved Hamarvik) med nødvendige tilknytningsledninger. Imidlertid ble denne nettutbyggingen utsatt som følge av at NTE og TEK i fellesskap søkte konsesjon for et stort vindkraftprosjekt på Frøya. Det var åpenbart naturlig å se disse to prosjektene i sammenheng, og søke å finne en samordnet nettløsning i området. Imidlertid vart og rakk det med en avgjørelse for Frøya vindkraftverk, og forsyningssituasjonen til Frøya var i mellomtiden kommet dit hen at de opprinnelige planene om videreføring av regionalnettet til øya ikke kunne utsettes lengre (Scenario BU). TEN søkte derfor desember 2009 konsesjon for 66 kv-forsyning til Frøya. Søknaden omfattet bygging av ny forbindelse mellom Barmvatnet og Dolmøya, ca. 3,7 km, samt oppgradering av eksisterende luftlinje fra Fillan transformatorstasjon til Barmvatnet, ca. 9,5 km. Samtidig forutsatte søknaden sanering av eksisterende kraftlinje mellom Barmvatnet og Vikstrøm transformatorstasjon, samt nedleggelse av Vikstrøm transformatorstasjon. Videre var søknad omfattet av ny transformatorstasjon på Frøya, lokalisert på Hamarvik. I tunnelen var det allerede lagt en kabel (2000), og denne skulle selvsagt inngå i den nye regionalnettforbindelsen. Dolmsundet, samt Dolmøya fram til Frøyatunnelen, skulle krysses med kabel totalt 1,7 km. Etter rask behandlingstid hos NVE etterfulgt av en intens byggeperiode, ble den nye forbindelsen til Frøya satt i drift sommeren 2011, inntil videre med T-avgreining mot Frøya ved Barmvatnet. Delstrekningen Fillan Barmvatnet vil etter planen bli sluttført Når hele forbindelsen er fullført, er det forutsatt at Vikstrøm transformatorstasjon blir nedlagt og seksjonen Barmvatnet Vikstrøm sanert. Når det gjelder Frøya vindkraftverk, er opprinnelige planer for en vindpark med installert effekt på inntil 200 MW lagt bort. I stedet har NTE Energi/TrønderEnergi Kraft sendt en planendringssøknad, som p.t. er til behandling hos NVE. Det søkes nå om et vindkraftverk med installert effekt på 60 MW (160 GWh), med 66 kv nettilknytning til Frøya transformatorstasjon. Opprinnelig planområde er redusert fra 26,1 km 2 til 6,6 km 2. Det søkes samtidig om konsesjon for to alternative løsninger for nettilknytning, enten oppgradering av eksisterende 22 kv-linje til 66 kv fra vindkraftverket og fram til Frøya transformatorstasjon, eller bygging av en ny 66 kv-linje parallelt med eksisterende 22 kv-linje, som deretter rives. TEN er tiltakshaver for omsøkt nettilknytning. Pga. kapasitetsbegrensninger på kabelen i Frøyatunnelen, kan det ikke overføres mer enn MW ut fra Frøya. P.t. er det heller ikke ledig nettkapasitet videre innover i nettet, dvs. mellom Fillan og Snillfjord. 26

27 Hitra vindkraftverk (Eldsfjellet) har vært i drift siden høsten Maksimal produksjon i parken er 55 MW, og denne blir overført til Fillan transformatorstasjon. SAE Vind er nå meddelt konsesjon for utvidelse av Hitra vindkraftverk (Hitra II = 75 MW, 180 GWh). Samtidig er det gitt konsesjon for en ny 132 kv forbindelse fra Fillan til Snillfjord, men denne er p.t. ikke rettskraftig. TEN er tiltakshaver for forbindelsen. Det er ikke ledig nettkapasitet for Hitra II før Fillan Snillfjordforbindelsen er på plass. Denne forbindelsen er som nevnt ovenfor, også en forutsetning for at Frøya vindkraftverk skal kunne realiseres. I Snillfjord-området er det søkt konsesjon for flere vindkraftverk, se figur 3.1. Disse er: Hemne kommune Heimsfjellet vindkraftverk: (SAE Vind) 90 MW, 225 GWh/år Snillfjord kommune: o Remmafjellet vindkraftverk: (Zephyr) 130 MW, 325 GWh/år o Geitfjellet vindkraftverk: 180 MW, 450 GWh/år (overlappende meldinger av Zephyr og SAE Vind) o Pållifjellet/Svarthammaren *) : (SAE Vind) 290 MW, 725 GWh/år *) TrønderEnergi Kraft har søkt konsesjon for Engvikfjellet vindkraftverk (inntil 110 MW). Området er delvis sammenfallende med Pållifjellet/Svarthammaren-prosjektet til SAE Vind. Forutsatt temperaturoppgradering av ledningen Orkdal Snillfjord, er det rom for MW ny produksjon i eksisterende nett. Denne ledige kapasiteten er nå i all hovedsak beslaglagt av Hitra II-prosjektet, forutsatt at dette blir realisert. En mer omfattende utbygging i området er uaktuelt, før en sentralnettsløsning er på plass. Det er altså søkt konsesjon for vindkraftverk med en samlet installert effekt på 765 MW. Utover dette er også Frøya vindkraftverk (inntil 60 MW) konsesjonssøkt. Vindkraftaktørene og TEN har i fellesskap søkt konsesjon for Samordnet nettløsning for vindkraftverk i Snillfjordområdet, og denne omhandler nettilknytning av vindkraftverkene Hitra II, Engvikfjellet, Pållifjellet/Svarthammaren, Remmafjellet, Geitfjellet og Heimsfjellet. Nettløsningen for vindkraftverkene er basert på at det bygges en ny 420 kv forbindelse Orkdal/Trollheim Snillfjord, og mai 2010 sendte Statnett konsesjonssøknad for 420 kv- ledning Storheia Snillfjord Orkdal/Trollheim. TEN er tiltakshaver for følgende nettanlegg ved full utbygging: 1. Ny ledning fra Fillan til Engvikfjellet/Svarthammaren 2. Sjøkabel fra Hitra til Hemnskjeløya 3. Dobbeltledning Engvikfjellet/Svarthammaren - Krokstadøra - Snillfjord 4. Dobbeltledning fra Aunsætra til Snillfjord 5. Nødvendige utvidelser i Fillan transformatorstasjon 6. Nødvendige utvidelser i eksisterende Snillfjord transformatorstasjon (Krokstadøra) 7. Nødvendige utvidelser i Hemne transformatorstasjon 8. Tilknytninger i ny Snillfjord transformatorstasjon (sentralnettet) 27