Kraftsystemutredning Helgeland Hovedrapport

Transkript

1 Kraftsystemutredning Helgeland

2

3 Helgeland Side 3 1. INNLEDNING Bakgrunn for utredningen Presentasjon av HelgelandsKraft Forkortelser BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET Mål for det framtidige kraftsystemet NASJONALE MÅLSETNINGER DE NASJONALE MÅLENES BETYDNING FOR KRAFTSYSTEMET LOKALE MÅLSETNINGER FOR KRAFTSYSTEMET Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger TEKNISKE FORUTSETNINGER ØKONOMISKE FORUTSETNINGER MILJØMESSIGE FORUTSETNINGER BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM Dagens anlegg PRODUKSJONSANLEGG OVERFØRINGS- OG TRANSFORMERINGSANLEGG SYSTEMJORDING OG KOMPENSERING DRIFT OG KONTROLL ENERGIFLYT I VIKTIGE UTVEKSLINGSPUNKTER OVERFØRINGSKAPASITETER ALDER OG TILSTAND LEVERINGSPÅLITELIGHET OG FORSYNINGSSIKKERHET SPENNINGSKVALITET Elektrisitetsproduksjon HISTORISK ENERGIUTVIKLING HISTORISK EFFEKTUTVIKLING Elektrisitetsforbruk HISTORISK ENERGIUTVIKLING HISTORISK EFFEKTUTVIKLING Andre energibærere FJERNVARMENETT ANDRE ENERGIKILDER...37

4 Helgeland Side FORDELING AV ENERGIBRUK PÅ ULIKE ENERGIBÆRERE PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET ENERGIDATA FRA LOKALE ENERGIUTREDNINGER Særegne forhold innen utredningsområdet GEOGRAFISKE OG TOPOGRAFISKE FORHOLD STØRRE INDUSTRIKUNDER EIER- OG DRIFTSFORHOLD BEFOLKNING FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD Alternativer for utvikling SCENARIER FOR FORBRUK SCENARIER FOR PRODUKSJON EFFEKT- OG ENERGIBALANSE PR. SCENARIO VURDERING AV SCENARIER DRIVERE/FAKTORER FOR FRAMTIDIG UTVIKLING Nettanalyser, dagens situasjon TUNGLAST DIMENSJONERENDE PRODUKSJONSSITUASJON Nettanalyser, framtidige situasjoner GRENSEOMRÅDET HELGELAND/SALTEN (SJONA-OMRÅDET) MULIGE FRAMTIDIGE FLASKEHALSER (UTENOM SJONA-OMRÅDET) FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV Pågående arbeid LEDNING GRYTÅGA ALSTEN: RENOVERING (UTENOM FJORDSPENN) LAKSEN KRAFTVERK SMÅ KRAFTVERK Vedtatte tiltak SMÅ KRAFTVERK Tiltak som har fått innvilget konsesjon GRYTENDAL KRAFTVERK KJENSVATN KRAFTVERK ØVRIGE SMÅ KRAFTVERK YTRE VIKNA VINDKRAFTVERK (NORD-TRØNDELAG) TILKNYTNING TIL KOLSVIK (HELGELAND) Konsesjonssøkte og meldte tiltak (inkl. i nær framtid) PROSJEKT KRAFTFORSYNING SØR-HELGELAND KRAFTUTBYGGING I TOSBOTN, SAMT NETTUTBYGGING KRAFTUTBYGGING VED RØSSVATNET, SAMT NETTUTBYGGING FAGERVOLLAN II OG FAGERVOLLAN III KRAFTVERK VASSENDEN OG ØVRE FORSLAND KRAFTVERK LAUPEN KRAFTVERK KRAFTVERKSPROSJEKTER I ELSFJORD KRAFTVERKSPROSJEKTER I LEIRSKARDAL...67

5 Helgeland Side KRAFTVERKSPROSJEKTER VED LANDE HJARTÅSEN OG SVARTISVATN KRAFTVERK TERRÅK KRAFTVERK ØVRIGE SMÅ KRAFTVERK SOM ER KONSESJONSSØKT ELLER MELDT SJONFJELLET VINDKRAFTVERK MOSJØEN VINDKRAFTVERK STORTUVA OG KOVFJELLET VINDKRAFTVERK VANNKRAFTPROSJEKTER NORD FOR SJONA (MIDTRE NORDLAND) SLENESET VINDKRAFTVERK (MIDTRE NORDLAND) Prosjekter på utredningsstadiet FORSTERKNING AV NETT VED LANGVATN RENOVERING AV LEDNING LANGFJORD TILREM RENOVERING/OPPGRADERING AV EDNING MOSJØEN (LEIROSEN) - MEISFJORD DIREKTE TRANSFORMERING I ØVRE RØSSÅGA KRAFTVERKPROSJEKTER I NORD-RANA, SAMT NETTUTBYGGING OPPGRADERING/REHABILITERING AV ØVRE OG NEDRE RØSSÅGA ØVRIGE SMÅ KRAFTVERK MINDRE REHABILITERINGS-PROSJEKTER UTVIDELSE AV FILTER-ANLEGG HOS ALCOA MOSJØEN UTVIDELSER AV PRODUKSJONEN HOS ALCOA MOSJØEN TERMISK KRAFTVERK, MO I RANA ELEKTRIFISERING AV OLJEINSTALLASJONER PÅ NORSK SOKKEL SKRINLAGTE KRAFTVERKSPLANER Sanering av bestående anlegg SANERING AV PRODUKSJONSANLEGG SANERING AV NETTANLEGG STASJONER SANERING AV NETTANLEGG LEDNINGER...77 VEDLEGG

6 Helgeland Side 6 1. Innledning Kapittelet beskriver noe av bakgrunnen for utredningen og gir en kort presentasjon av HelgelandsKraft AS. 1.1 Bakgrunn for utredningen Ordningen med regional kraftsystemplanlegging ble gjort gjeldende fra 1. januar Gjennom Energilovens forskrift 5 er det gitt lovhjemmel for at slik planlegging skal gjennomføres. 1. januar 2003 trådte forskrift om energiutredninger i kraft, og kraftsystemplan-begrepet ble med dette byttet ut med det nåværende kraftsystemutredning. Landet er nå delt opp i 18 utredningsområder, 17 regionale områder der det utredes for de regionale nett og ett ansvarsområde for utredning om sentralnettet; det sistnevnte er Statnett ansvarlig for. HelgelandsKraft (HK) er satt til å være ansvarlig utreder for Helgeland. Første utgave av regional kraftsystemplan for Helgeland ble godkjent av NVE i brev av Reviderte utgaver er datert og Fra og med 2004 er det årlig blitt utarbeidet kraftsystemutredninger. Ovennevnte innebærer at HK skal utarbeide og hvert år offentliggjøre en oppdatert kraftsystemutredning for sitt utredningsområde. Utredningen skal oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat. Arbeidet skal utføres i samarbeid med andre konsesjonærer i utredningsområdet. 1.2 Presentasjon av HelgelandsKraft HelgelandsKraft AS er pålagt å ha det overordnede ansvar for utarbeidelse og ajourhold av kraftsystemutredning for regionen Helgeland i Nordland fylke. HK er et interkommunalt energiselskap som eies av følgende kommuner på Helgeland: 1 Alstahaug 6 Hemnes 11 Sømna 2 Brønnøy 7 Herøy 12 Vefsn 3 Dønna 8 Leirfjord 13 Vevelstad 4 Grane 9 Nesna 14 Vega 5 Hattfjelldal 10 Rana Konsesjonsområdet omfatter hele Helgeland unntatt kommunene Træna, Rødøy, Lurøy og deler av Bindal. Området dekker et areal på ca km 2. HelgelandsKraft AS er et vertikalintegrert selskap, organisert i de tre forretningsområdene produksjon, nett og marked. Selskapet har omkring 250 årsverk. Hovedadministrasjonen ligger i Mosjøen.

7 Helgeland Side 7 HKs aktivitet omfatter produksjon, transport og omsetning av energi innen konsesjonsområdet. 1.3 Forkortelser Følgende forkortelser er brukt i utredningen: AM Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen - EAM) SEfAS Sintef Energiforskning AS HK HelgelandsKraft AS ÅK Åbjørakraft, Kolsvik kraftverk Sameie mellom HK (50 %) og NTE (50 %) MIP Mo Industripark EKA EKA Chemicals Rana RG Rana Gruber NTE Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk NVE Norges Vassdrags- og Energidirektorat SK Statkraft SKS Salten Kraftsamband SN Statnett SLG Sameiet Langvatn / Gullsmedvik (eid av HK (62,5 %) og MIP (37,5 %))

8 Helgeland Side 8 2 Beskrivelse av utredningsprosessen Kapittelet beskriver hvem som er aktører i utredningen og hvordan denne samordnes med andre planer og utredninger. 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Følgende fem selskaper på Helgeland innehar anleggskonsesjoner på regional- eller sentralnettnivå (evt. har produksjonsanlegg som grenser til dette) og er dermed delaktige i utredningsprosessen: 1. Statkraft (SK) 2. Statnett (SN) 3. HelgelandsKraft (HK) 4. Mo Industripark (MIP) 5. Alcoa Mosjøen (AM, tidl. Elkem Aluminium Mosjøen) I grensesnittet mot nord samarbeider HelgelandsKraft med Salten Kraftsamband (SKS) og i grensesnittet mot sør med Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk (NTE). Statkraft eier kun kraftverk samt nettanlegg direkte knyttet til kraftproduksjon. Statnett eier og driver sentralnettet i regionen. Inntil eide Statnett også en betydelig del av regionalnettet ble dette nettet overdratt til HelgelandsKraft. HelgelandsKraft eier det aller meste av høyspent fordelingsnett i området og er dessuten den største regionalnettseieren. Mo Industripark eier deler av regionalnettet i Rana kommune, samt noe høyspent fordelingsnett. Alcoa Mosjøen eier regionalnettet som forsyner bedriften, samt noe høyspent fordelingsnett. Bindal Kraftlag er en annen aktør på fordelingsnettnivå i regionen. Selskapet har sin hovedadministrasjon på Terråk i Bindal kommune og har i hovedsak sine kunder i dette området. Bindal Kraftlag er forsynt fra Nord-Trøndelag Elektrisitetsverks regionalnett. Søndre del av Bindal kommune hører inn under utredningsområde Nord-Trøndelag, mens nordre del (inkl. Kolsvik kraftverk) hører inn under utredningsområde Helgeland. Grensen mellom utredningsområdene faller sammen med grensen for Bindal Kraftlags områdekonsesjon. Fjernvarmekonsesjonærer i området er Mo Fjernvarme, Sandnessjøen Fjernvarme og Mosjøen Fjernvarme.

9 Helgeland Side 9 I hht. 5 og 6 i Forskrift om energiutredninger er det opprettet et kraftsystemutvalg for utredningsområdet. Det nåværende kraftsystemutvalget ble valgt (for 2 år) på kraftsystemmøte i Mosjøen og består av: Statkraft v/ Øystein Johansen Statnett (som konsesjonær) v/ Bjørn Hugo Jenssen HelgelandsKraft v/ Gisle Terray Mo Industripark v/ Bjørn Kleftås Alcoa Mosjøen v/ Øystein Moldrem Kraftsystemutvalget har bistått utredningsansvarlig med skriftlig og muntlig informasjon i arbeidet med utredningen. Utvidet møte i kraftsystemutvalget ble avholdt i Mosjøen Hovedpunktene i utredningen ble da gjennomgått. Også utenom kraftsystemutvalget avholder HelgelandsKraft møter med Statkraft, Statnett, Mo Industripark og Alcoa Mosjøen, for å drøfte og løse aktuelle problemstillinger. Aktørene i området er representert på følgende steder : Statnett har lokalt kontor på Bjerka, i Hemnes kommune. Statkraft har lokalt kontor i Korgen, i Hemnes kommune. Mo Industripark har hovedkontor på Mo, i Rana kommune. Alcoa Mosjøen har hovedkontor i Mosjøen, i Vefsn kommune. 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Statnett utarbeider kraftsystemutredning for sentralnettet. Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk har ansvar for kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag, mens SKS Nett inntil nylig har hatt ansvar for kraftsystemutredning for Midtre Nordland. Dette ansvaret er nylig overtatt av BE Nett (Bodø Energi Nett). HelgelandsKraft samarbeider med utredningsansvarlige i Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk, SKS Nett / BE Nett og Statnett. Opplysninger fra de tilstøtende samarbeidspartnerne er for øvrig innhentet pr epost, pr telefon og/eller i møte. Vedlegg 5 viser de elektriske grensesnittene henholdsvis sør og nord for Helgeland. 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer HK har utarbeidet lokale energiutredninger for alle de 14 kommunene i selskapets konsesjonsområde. Dette har skjedd i samarbeid med kommunene, og lokale planer er belyst i disse utredningene. Kraftsystemutredningen baserer seg bl.a. på de lokale utredningene, og en del opplysninger og data fra disse er også presentert i kraftsystemutredningen.

10 Helgeland Side 10 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet Nasjonale målsetninger Generelt I regjeringens tiltredelseserklæring 2009 heter det bl.a.: «Regjeringen vil øke den fornybare energiproduksjonen betydelig. Regjeringen legger til grunn at fornybardirektivet er EØS-relevant og vil forhandle med EU om å innlemme direktivet i EØS-avtalen. Regjeringen skal sørge for en bærekraftig utnyttelse av vannressursene. Sikkerhet og miljø skal stå sentralt ved tiltak i vassdrag.» Videre nevnes bl.a. følgende mål (utdrag). Regjeringen vil: innføre det felles sertifikatmarkedet med Sverige fra basert på prinsippene i overenskomsten av Regjeringen vil fremme forslag om en overgangsordning fram til et slikt system er på plass. bidra til utvikling og kommersialisering av hydrogen som energibærer. legge til rette for økt utbygging av nettkapasitet mellom landsdelene og til utlandet at utbyggingen av toveiskommunikasjon mellom nettselskap og forbruker skal gi insentiver til energisparing. at nettleien for strøm skal utjevnes over hele landet. satse videre på utbygging av fjernvarme og lokale energisentraler. lage en handlingsplan for energieffektivisering i bygg, med mål om å redusere samlet energibruk vesentlig i byggsektoren innen legge til rette for at norsk restavfall til forbrenning i hovedsak forbrennes i Norge. følge opp bioenergistrategien og sikre målrettet og koordinert virkemiddelbruk for økt utbygging av bioenergi. legge til rette for økt bruk av gass i Norge. at alle nye gasskraftkonsesjoner skal basere seg på rensing og deponering av CO2 ved oppstart. Industrikraft Regjeringen har arbeidet med forskjellige tiltak med sikte på å sikre fortsatte gode rammebetingelser for industrikraft. Det er imidlertid divergerende oppfatninger mht. i hvilken grad disse tiltakene er tilstrekkelige.

11 Helgeland Side 11 EUs bygningsdirektiv EUs bygningsdirektiv ble gjort gjeldende fra og med januar I Norge skal direktivet implementeres i Teknisk forskrift til plan- og bygningsloven. Målet med direktivet er å redusere energibruken i boliger og næringsbygg. Det vil bl.a. stille krav om at det utføres energiregnskap for nybygg, og at alle nybygg skal ha et energisertifikat som viser byggets energibruk. Direktivet krever også at det stilles minimumskrav til energieffektivitet for ulike typer bygg. Revisjon av energiloven Det arbeides med endringer i energiloven. Målet er å gjøre loven mer fremtidsrettet når det gjelder disponering av vannmagasiner, vilkår for ny kraftproduksjon og utviklingen av varmesektoren, samt energieffektivisering på forbrukssiden. Vern av Vefsna-vassdraget Vefsna-vassdraget ble besluttet vernet ved oppstarten av foregående regjeringsperiode. Dette innebar at planene om utbygging av selve Vefsna ble skrinlagt, men også planer om mindre kraftverk i sideelver ble lagt på is som følge av vernet. Det er imidlertid ikke endelig avklart hvor omfattende vernet vil bli, slik at det kan tenkes at det blir åpnet for enkelte mindre kraftverk i noen av sideelvene De nasjonale målenes betydning for kraftsystemet Industrikraft Rammevilkårene for kraftkrevende industri vil være av avgjørende betydning for flere store bedrifter på Helgeland. Da disse står for mesteparten av energiforbruket i regionen, betyr dette også mye for den videre utviklingen av hele kraftsystemet. Det er imidlertid ennå uavklart hvordan rammevilkårene vil utvikle seg. Småkraftutbygging Satsingen på små vannkraftverk ser ut til å kunne få stor betydning for kraftsystemet på Helgeland, da potensialet er stort, og mye av dette dessuten er konsentrert i noen få områder. Dette gjør at det kan bli nødvendig med bygging av 132 kv-nett med flere transformatorstasjoner. Potensiell produksjon er også så omfattende at dette, sammen med andre prosjekter (vindkraft og større vannkraftanlegg), kan medvirke til å øke flaskehalsproblematikk i regionalnettet og helt opp i sentralnettet. Fra 1/ ble 3-4 i energilovforskriften endret slik at nettselskapene pålegges å bygge ut nett for å ta imot planlagt produksjon. Dette vil kunne bidra til at nødvendige tiltak blir iverksatt på høyere nettnivåer i tilfeller der det tidligere har manglet insentiver for nettutbygging. Fjernvarme Nasjonal satsing på fjernvarme, med tilhørende støtte gjennom Enova, har vært medvirkende til utvidelser av fjernvarmeanlegg i både Mo i Rana og i Sandnessjøen (under arbeid), samt at det nå også er etablert fjernvarmeanlegg i Mosjøen.

12 Helgeland Side 12 Andre forhold Det har vært liten satsing på bioenergi i landsdelen så langt, men dette kan fort endre seg. I Sverige har det vært etablert marked og infrastruktur for bioenergi i mange år, og svenske aktører har nå planer om å selge pellets i Nordland. De planlegger å etablere flere lagre i Helgeland, bl.a. et hovedlager i Mo i Rana. Øvrige støtteordninger angår mest husholdninger, noe som inntil videre har liten betydning på regionalnettsnivå. Barrierer for realisering av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter Dagens rammer og reguleringer innebærer i noen tilfeller at prosjekter som ellers antas å være samfunnsøkonomisk lønnsomme, ikke blir realisert. I nåværende reguleringsmodell tas alle kostnader med i beregning av netteiers effektivitet, uavhengig av finansiering. Mens tilknytning av forbrukskunder også gir en økning i "produkt" for nettselskapet (kunder, levert energi, nettutstrekning, etc.), gir tilknytning av småkraft kun økning i kostnader, hvorav maksimalt 40 % kan tas inn gjennom økning av inntektsrammen. Resultatet er at nettselskapet får redusert sin effektivitet som følge av nettinvesteringer som gjelder småkraftutbygging. NVE har riktignok f.o.m innført en småkraftparameter som gir nettselskapene med småkraft litt ekstra på effektivitetsmålingen i distribusjonsnettet. For regionalnettet er imidlertid rammevilkårene uendret. På Helgeland er det eksempler på at omfattende småkraftutbygging kan føre til behov for investeringer i regionalnettet. Slike investeringer antas i flere tilfeller å være samfunnsøkonomisk lønsomme, og mange av de aktuelle småkraftprosjektene antas også å kunne bære nettinvesteringene og likevel være bedriftsøkonomisk lønnsomme. Men med dagens regelverk kan imidlertid ikke nettselskapene uten videre kreve anleggsbidrag for nødvendige nettforsterkninger i regionalnettet som følge av ny produksjon. Andre barrierer som kan hindre samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter er f.eks. særinteresser i visse områder, i form av spesielle miljøkrav eller hensyn til bestemte næringer Lokale målsetninger for kraftsystemet Overordnet målsetning, HK HelgelandsKraft har som visjon at bedriften skal være en aktiv verdiskaper for regionen. I strategisk plan for HelgelandsKraft (2010) er forretningsidéen formulert som følger: HelgelandsKraft skal skape verdier for kunder, eiere og samfunn ved på et forretningsmessig grunnlag drive og utvikle: virksomhet innen produksjon, overføring og omsetting av energi annen aktivitet med naturlig tilknytning

13 Helgeland Side 13 I HelgelandsKraft gjelder bl.a. følgende mål og strategier for divisjon nett (fra strategisk plan, 2010): Driftsresultatet skal over tid være på et nivå som gir en avkastning på nettkapitalen tilsvarende NVEs referanserente. Vedlikehold og reinvesteringstiltak skal i utgangspunktet være tilstandsbasert, der HMS, ytelseskrav, myndighetspålegg og pålitelighet er bestemmende for hva som er akseptabel teknisk standard på de enkelte nettdeler. I prioritering av tiltak ut fra leveringspålitelighetshensyn er KILE (kvalitetsjustert inntektsramme ved ikke levert energi) retningsgivende. Investeringer i kraftsystemet Mens investeringer i produksjonsanlegg ofte vil være direkte motivert av lønnsomhet, vil investeringer i nettanlegg som regel utløses av andre forhold, som leveringsplikt, kapasitetsbegrensninger, HMS, etc. Når investeringer først er nødvendige, velges imidlertid det mest kostnadsoptimale alternativet som oppfyller de aktuelle behovene. I tillegg til lønnsomhetskriterier legges det også vekt på å unngå for store svingninger i aktivitetsnivået fra år til år, av hensyn til personellsituasjonen. Mål som gjelder KILE Ved planlagt arbeid skal arbeidsmetode velges slik at de totale kostnadene minimeres, der KILE for varslet avbrudd inngår. KILE for ikke-varslet avbrudd, dvs. ved driftsforstyrrelser, veies også mot kostnadene forbundet med å redusere denne, slik at de totale kostnadene blir lavest mulig. Nettilstanden skal likevel alltid tilfredsstille forskriftskrav, samt bedriftens egne minimumskrav til HMS og leveringspålitelighet. Mål som gjelder tap Forskjeller i tapskostnader blir tatt med ved sammenligning av investeringsalternativer. Man vil dessuten tilstrebe en nettdrift som gir minst mulige nettap, men også andre hensyn vil legge føringer på nettdriften. Samfunnsøkonomi ved prosjekter Ved vurdering av prosjekter benyttes normalt tapskostnadsparametre fra Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. For nett som gjelder produksjon legges imidlertid energiprisen til grunn direkte. Øvrige kostnadsfaktorer vurderes i all hovedsak bedriftsøkonomisk. Det forutsettes således at samfunnsmessige interesser ivaretas gjennom KILE-satsene.

14 Helgeland Side Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Målsettingen med utredningen er å presentere det regionale kraftsystemet på Helgeland i et felles dokument. For at utredningene fra de forskjellige regioner skal bli så lik som mulig i innhold og struktur er denne utredningen utarbeidet i henhold til NVE publikasjon nr : Veileder for kraftsystemutredninger. Utredningen skal inneholde nødvendige opplysninger om: Aktører i det regionale kraftsystemet. Kraftbalansen i regionen med oversikt og vurdering av potensielle nye prosjekter. Oversikt over dagens kraftsystem med beskrivelse av sårbarhet, reserver, kapasiteter, etc. Oversikt over planlagte prosjekter for framtidige utbygginger og forsterkninger av systemet. Innholdet i utredningen skal være et hjelpemiddel for saksbehandlere hos NVE, aktører i sentral- og regionalnett, kommuner, fylkesmann og eventuelle samarbeidspartnere til disse. Et viktig moment i dette er at utredningen skal være et hjelpemiddel for utforming, søknad og behandling av konsesjonssøknader i det regionale kraftsystemet. Målsettingen er at utredningen skal være et dynamisk dokument som skal benyttes og vedlikeholdes årlig. Utredningen skal fremme planmessig og dermed kostnadseffektiv utbygging av regionalnettet. Utredningen beskriver dagens kraftsystem og energi- og effekttilgang samt forventet framtidig kraftsystem og energi- og effektutvikling fram mot Mini-, mikro- og småkraftverk er inkludert både mht. historiske data og framtidig utvikling, selv om de ikke mater inn direkte i regionalnettet. En del av sakene og opplysningene som kraftsystemutredningen omtaler er unntatt offentlighet. Det er derfor utarbeidet to forskjellige dokumenter: En hovedrapport som er allment tilgjengelig samt en grunnlagsrapport som ikke er offentlig tilgjengelig. Utredningen skal legges til grunn og benyttes som et referansedokument når det i henhold til Energiloven skal søkes om anleggskonsesjon for elektriske anlegg i regionalnettet. HK eller andre som søker om konsesjon for elektriske anlegg i området, må vise til utarbeidet kraftsystemutredning. Søknader fra andre interessenter som ønsker konsesjon, skal forelegges HelgelandsKraft til uttalelse dette for å sikre at anlegget sees i sammenheng med det øvrige kraftsystemet.

15 Helgeland Side Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger Tekniske forutsetninger Temperaturkorrigering av last Vi har valgt å fokusere på den kraftkrevende industrien når det gjelder framtidig forbruk. Den kraftkrevende industrien har stått for 78 % av det elektriske energiforbruket i utredningsområdet den siste 10-års-perioden, og temperaturfølsomheten til denne industrien antas å være tilnærmet lik null. På denne bakgrunn har vi valgt å ikke temperaturkorrigere last i utredningen. Prognosering av last Som nevnt i kapittel 5 har vi valgt å fokusere på ett maksimums- og ett minimumsscenario for den kraftkrevende industrien på hhv. Mo og i Mosjøen. Pga. at denne industrien står for nesten 4/5 av det elektriske energiforbruket har vi stort sett valgt å se bort fra en eventuell endring i det resterende forbruket (inkl. alminnelig forsyning). Maks-belastningen for dette er dermed med to unntak vurdert å holde seg konstant framover, nærmere bestemt som i topplasttimen De to unntakene gjelder regionalnettspunktene Langfjord og Alsten hvor vi har justert for varslede utvidelser hos tre store enkeltbedrifter samt et industriområde i underliggende fordelingsnett. Dette gjelder Brønnøy Kalk og Marine Harvest Tosbotn under regionalnettspunkt Langfjord, samt Horvnes industriområde og Marine Harvest Herøy under regionalnettspunkt Alsten. Merk at det her er tatt utgangspunkt i sentralnettets topplasttime, som kan avvike fra topplasttimen for alminnelig forsyning i HelgelandsKraft sitt nett. Dette tilsvarer en viss underestimering av topplasten for alminnelig forsyning. Analyser Ved vurdering av investeringsprosjekter foretas teknisk-økonomiske beregninger som nevnt i kap Disse er igjen basert på lastflyt- og tapsberegninger i Netbas Maske, samt KILEberegninger i Netbas Fasit for hhv. planlagt utkobling og driftsforstyrrelse. Dimensjonerende beregninger foretas for prognosert/antatt maksimalbelastning innenfor anleggets økonomiske levetid. Tapsberegninger gjøres med utgangspunkt i typisk tunglast. Ved KILE-beregninger benyttes Fasit-simuleringer for representativ last. Lastflytanalyse i distribusjonsnett brukes også til å vurdere spenningsforhold utover i nettet. Det vil i noen tilfeller også kunne være ønskelig å foreta beregninger for å vurdere dynamiske fenomener, så som resonans, effektpendling, etc. Dette gjelder både regionalnettet og fordelingsnettet det siste særlig i forbindelse med at mange småkraftverk bidrar til å komplisere kraftsystemet, og dermed øker sannsynligheten for stabilitetsproblemer. Dynamiske analyser bestilles eksternt, da HK mangler egne rutiner og verktøy for dette.

16 Helgeland Side 16 Valg av tekniske løsninger og spenningsnivåer Ved investeringer i regionalnettet må de valgte alternativer være tilstrekkelig dimensjonert for den forventede lastutviklingen i løpet av anleggets økonomiske levetid, der termiske grenser og spenningsgrenser legges til grunn. På Helgeland benyttes normalt ikke overføringskabler på regionalnettsnivå, med unntak av sjøkabel i tilfeller der et fjordspenn pga. lengden ville ha vært uøkonomisk eller vanskelig gjennomførbart. HelgelandsKraft har pr. idag én slik sjøkabel i regionalnettet (Nesna Levang), men det planlegges en til i forbindelse med ny linje fra Grytåga til Tilrem (se kap ). Ved bygging av transformatorstasjoner velges transformatorytelse slik at den dekker prognosert lastutvikling i stasjonens økonomiske levetid. I stasjoner som forsyner byer, spesielt viktig last, eller der dette er lønnsomt av hensyn til KILE, utstyres stasjonen med reservetransformator. Denne skal da ha ytelse tilsvarende maksimal belastning, slik at reservekapasiteten blir fullverdig. Der gamle stasjoner ikke oppfyller ovennevnte kriterier, danner de samme kriteriene grunnlag for oppgradering. Da slik oppgradering imidlertid ofte innebærer omfattende utkobling, vil det normalt bli koordinert med andre tiltak i stasjon eller tilgrensende anlegg. Fysisk dimensjonering ivaretas gjennom gjeldende forskrifter. Forskrift om elektriske forsyningsanlegg ble fastsatt av Direktoratet for samfunnsikkerhet og beredskap (DSB) 20.desember 2005, og trådte i kraft 1. januar 2006 med hjemmel i lov 24. mai 1929 nr. 4 om tilsyn med elektriske anlegg og elektrisk utstyr. Forskriften erstatter forskrifter av 18. august 1994 for elektriske anlegg forsyningsanlegg. Formålet med forskriften er at elektriske forsyningsanlegg skal prosjekteres, utføres, driftes og vedlikeholdes slik at de ikke representerer fare for liv, helse og materielle verdier og samtidig ivaretar den funksjonen de er tiltenkt Økonomiske forutsetninger Kalkulasjonsrente Kalkulasjonsrenta består av en risikofri del pluss en risikopremie. Risikofri rente er av Finansdepartementet satt til 2 %. Det benyttes en risikopremie på 2,5 % for nettvirksomheten, slik at kalkulasjonsrenta her blir 4,5 %. I enkelte kapitler vises det til eldre analyser, der det har vær brukt kalkulasjonsrente på mellom 6 % og 7,5 %. Teknisk levetid, økonomisk levetid og analyseperiode Med teknisk levetid forstår vi tidsrommet fra et anlegg bygges til det ikke lenger oppfyller sin tekniske funksjon. Et anleggs økonomiske levetid betegner det tidsrommet at det ennå lønner seg å vedlikeholde anlegget, framfor å bygge nytt. Denne er vanligvis kortere enn den tekniske levetida.

17 Helgeland Side 17 For kraftlinjer antar vi vanligvis en økonomisk levetid på ca. 40 år for alle komponenter unntatt trestolper. Stolpenes økonomiske levetid er vanligvis noe lenger, men denne varierer nokså mye. Vi antar at at den i gjennomsnitt er mer enn 50 år. Den "samlede" økonomiske levetida for kraftlinjer vil ideelt sett være lik den tida det tar før hele anlegget er skiftet ut. Utskiftingene vil vanligvis skje til ulik tid for ulike komponenttyper, og det vil typisk bli foretatt enkeltutskiftinger av komponenter etter hvert som tilstanden tilsier dette. Utskiftingssyklusen må i praksis vurderes for hvert enkelt anlegg, og baseres på registrering av tilstand. Ved nåverdiberegning for nyanlegg baseres forventede utskiftingskostnader på tidligere utskiftinger i tilsvarende anlegg. Den økonomiske levetida for stasjoner vil kunne være noe kortere enn for kraftlinjer. For investeringer i regionalnettet brukes vanligvis en analyseperiode på 30 år. Dette betyr at man for anleggsdeler med økonomisk levetid lenger enn dette må korrigere for en restlevetid. Prinsipper for teknisk-økonomisk analyse HK nett har utarbeidet en standardisert modell for teknisk-økonomiske beregninger. Parametrene og prinsippene som er beskrevet nedenfor er hentet fra denne modellen. I denne inngår også følsomhetsberegninger for de parametrene som kan være avgjørende for lønnsomhet eller valg av alternativ. Investeringer i kraftsystemet vil enten være motivert av antatt bedriftsøkonomisk lønnsomhet eller av et teknisk behov (ny lasttilknytning, utilstrekkelig overføringskapasitet eller reserve, spenningsproblemer, leveringssikkerhet, hensyn til HMS, etc). Følgende prioriteringsrekkefølge vil være styrende for tiltak i nettet: Strakstiltak som gjelder HMS eller pålegg fra myndigheter Andre HMS- og pålagte tiltak (større jobber, som må planlegges) Ny tilknytning av ordinær kunde (husholdning / næring) Salg av tjenester, når dette er lønnsomt Tiltak i eget nett begrunnet i lønnsomhet Øvrig vedlikehold i eget nett Ny tilknytning av fritidsbolig/hytte Hvorvidt nettinvesteringer faktisk blir gjennomført, og hvilken løsning som velges, bestemmes som følger: Man identifiserer aktuelle tiltaksalternativer som gir en akseptabel løsning på det aktuelle behovet, og som oppfyller generelle tekniske krav, samt eksterne krav (forskrifter, HMS og myndighetspålegg). Dersom det er mulig å oppfylle gjeldende krav gjennom nullalternativet (ingen investering), eller ved at investeringer utsettes, tas dette med blant de alternativene som vurderes. Det mest lønnsomme alternativet velges. Dersom ingen alternativer er lønnsomme, men tiltak er nødvendig, velges alternativet med de laveste totale kostnadene.

18 Helgeland Side 18 Lønnsomhetsvurderingene gjøres vha. nåverdiberegning av de totale kostnadene for hvert alternativ, innenfor en felles analyseperiode (vanligvis 30 år), og der det korrigeres for evt. restverdi. Følgende kostnadselementer tas med i beregningene: Investeringskostnader (inkl. eventuelle reinvesteringskostnader innenfor analyseperioden) Drifts- og vedlikeholdskostnader (inkl. avbruddskostnader ved planlagte tiltak) Avbruddskostnader som følge av nødvendig utkobling i byggeperioden Avbruddskostnader pga. driftsforstyrrelser Øvrige reparasjonskostnader (utenom avbruddskostnader) Tapskostnader Flaskehalskostnader, dersom aktuelt Kostnadsfaktorer Investeringskostnader Komponentpriser for regionalnett og stasjoner har tidligere vært hentet fra NVEs publikasjon 1-96, Kostnader for hovekomponenter i kraftsystemet, og oppjustert til aktuelt år mhp. KPI. Senere har beregninger vært basert på egne erfaringstall, samt innhenting av pristilbud i det enkelte tilfelle, når dette har vært tilgjengelig. I distribusjonsnett har man normalt brukt kostnadstall fra SEfAS' planbok for kraftnett, men i noen tilfeller er kostnadskatalogen fra REN brukt. De senere årene har det vært betydelig prisendringer på enkelte typer anleggsmateriell. Det er besluttet at man bruker tall fra REN som utgangspunkt for distribusjonsnett, evt. justert utfra egne erfaringstall, og innhenter oppdaterte konstadstall i hvert tilfelle når dette antas nødvendig. Evt. KILE-kostnader ved planlagt utkobling beregnes vha. Netbas Fasit (som igjen baserer seg på FASIT kravspesifikasjon) for det aktuelle anlegget, basert på forventet lastuttak på det tidspunktet bygging planlegges gjennomført. Da investeringer i regionalnettet normalt ikke er kundespesifikke, benyttes ikke anleggsbidrag i forbindelse med lastuttak på dette nettnivået. Drifts- og vedlikeholdskostnader for kraftlinjer Med drifts- og vedlikeholdskostnader for kraftlinjer forstår vi kostnader for forebyggende vedlikehold (inkl. enkeltutskiftinger av komponenter), samt befaring, tilstandskontroll, skogrydding, fjerning av snø og is, etc. Komponentutskifting skjer på bakgrunn av tilstandsvurdinger og vil enten foregå som utskifting av enkeltkomponenter eller systematisk, ved at mange komponenter av en bestemt type skiftes ut for lengre strekninger av gangen. I HK utføres vedlikehold av linjer tilstandsbasert. Dette tilsier for det meste enkeltutskiftinger. Systematisk utskifting vil imidlertid også forekomme, og er særlig aktuelt for linetråd, der man enten skifter for hele linjer eller større deler av linjer. Avhengig av omfang vil systematiske utskiftinger kunne behandles som reinvestering istedenfor drifts- og vedlikeholdskostnader.

19 Helgeland Side 19 I de fleste beregninger angtas drifts- og vedlikeholdskostnader å utgjøre en fast prosentandel av nettanleggets nyverdi. I HK brukes 1 2 % for nye linjer, og 2 4 % for gamle linjer, noe avhengig av terreng, klima og teknisk løsning. Ved mer detaljerte nåverdiberegninger antas en gjennomsnittlig utskiftingssyklus for henholdsvis linetråd, master, traverser og de øvrige komponentene (samlet). Med utskiftingssyklus menes her den tida det tar før alle komponentene av en type er skiftet ut med nye. Ideelt sett vil denne være identisk med komponentens økonomiske levetid. Ved enkeltutskiftinger fordeles disse kostnadene pr. år, ut fra antatt utskiftingstakt. Basert på HKs egne erfaringstall brukes en utskiftingssyklus på 40 år for alle komponenter unntatt trestolper, som antas å ha en syklus på minst 50 år. Det er imidlertid usikkerhet i disse tallene, da man tidligere har foretatt utskifting ut fra alder, mens tilstandsbasert enkeltutskifting er forholdsvis nytt. Det vil også kunne være aktuelt å justere disse syklusene ut fra klimaforhold og belastningsgrad. KILE-kostnader ved planlagt utkobling beregnes vha. Netbas Fasit for det aktuelle anlegget, basert på representativ last. Arbeidskostnader og andre kostnader forbundet med utskifting, baseres på HKs egne historiske kostnader for linjer av aktuelt spenningsnivå, terrengtype og alder. Når det gjelder befaringer, forutsettes det at disse utføres årlig, med toppbefaring eller annen detaljert tilstandskontroll hvert femte år. Resten av befaringene antas å være en kombinasjon av helikopter- og bakkebefaring. Kostnader pr kilometer for de ulike befaringsformene vurderes i hvert enkelt tilfelle. Drifts- og vedlikeholdskostnader for stasjoner I stasjoner er vedlikehold normalt tidsstyrt, med regelmessige sjekkrunder og utskiftinger. Dette gjør drifts- og vedlikeholdskostnadene mer homogene enn for linjer, og vi benytter derfor forenklede beregninger, der årlig vedlikeholdskostnad vanligvis utgjør en prosentandel på 1 2 % av stasjonens nyverdi. Andre drifts- og vedlikeholdskostnader Vi ser vanligvis bort fra evt. forebyggende vedlikehold av kabler i jord, og antar alle tiltak som en del av feilkostnadene. For sjøkabler og lange luftlinjespenn over fjorder er vedlikeholdskostnadene svært usikre, og de må derfor behandles spesielt i hvert enkelt tilfelle. Tapskostnader Tapskostnader for nettanlegg beregnes etter formelverk og koeffisienter presentert i Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett, unntatt for nett som gjelder produksjon, hvor energipris legges til grunn direkte. For regionalnett vurderes brukstid for tap for hvert enkelt prosjekt, ut fra lastsammensetning og sammenlagring. For nett som gjelder ren produksjon legges varighetskurver fra aktuelt nedslagsfelt til grunn.

20 Helgeland Side 20 Avbruddskostnader I HelgelandsKraft anses avbruddskostnader pr. i dag å være identisk med KILE-kostnader (for hhv. planlagt eller ikke-planlagt avbrudd). Vi forutsetter at KILE-satsene gjenspeiler de samfunnsøkonomiske avbruddskostnadene. Vi antar at dette er en rimelig tilnærming på regionalnettsnivå, da den underliggende kundemassen er stor. Vi har for øvrig ingen annen metode for å beregne samfunnsøkonomiske avbruddskostnader enn KILE. Det foreligger ingen individuelle avtaler om avbruddskostnader i forsyningsområdet. Der lokal feilstatistikk anses som god nok, brukes denne. For øvrig brukes landsstatistikk, evt. justert for tilstand. Reparasjonskostnader Med reparasjonskostnader menes de kostnadene forbundet med feilretting som ikke er avbruddskostnader, dvs. personalkostnader, materiell, transport, etc. Disse baseres på egne historiske kostnader for tilsvarende anlegg. Flaskehalskostnader Med dette forstås kostnader som skyldes at kapasitetsbegrensninger hindrer en samfunnsøkonomisk optimal energiflyt. Slike kostnader vil gjøre seg gjeldende både hos produsenter og forbrukere. Da kapasitetsbegrensninger i regionalnettet hittil i liten grad har ført til restriksjoner mhp. produksjon, har HelgelandsKraft pr. idag ikke rutiner for beregning av flaskehalskostnader Miljømessige forutsetninger HelgelandsKraft har formulert bl.a. følgende mål og forutsetninger angående miljø (strategisk plan, 2010): All vår aktivitet skal foregå ut fra miljøhensyn, og hvor en føre-var-holdning skal legges til grunn mht. framtidige miljøkrav. HK Produksjon skal bidra til de globale miljutfordringer ved å produsere energi fra fornybare energiressurser, samt kontinuerlig søke å forbedre vår teknologi/ prosesser for å skale miljøgevinster og bidra til effektiv utnyttelse av energi. I tett befolkede områder og der det ellers kan være god begrunnelse, vil vi søke å kable anlegg.

21 Helgeland Side 21 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem 4.1 Dagens anlegg Produksjonsanlegg Eksisterende anlegg Det er 11 større kraftverk i utredningsområdet. I tillegg eier HelgelandsKraft tre småkraftverk, hvorav to forsyner direkte inn i distribusjonsnettet. Statkraft eier ett småkraftverk, som også forsyner direkte inn i distribusjonsnettet. Pr var det 24 små-, mini- og mikrokraftverk i drift i området, i regi av private utbyggere. Samlet installert effekt for disse er på 23 MW, med en forventet årsproduksjon på 117 GWh. 2 av disse små kraftverkene ble idriftsatt i Ved årsskiftet 2009/2010 var total installert effekt i kraftverkene i området 1325 MW. Forventet årsproduksjon fra kraftverkene (offisielle tall) er på 6383 GWh. Gjennomsnittlig årsproduksjon var på 6745 GWh. Endringer i 2009 Følgende kraftverk ble idriftsatt i løpet av 2009: Kangsliåga (3000 kw, Hemnes kommune) Reingardsåga (2400 kw, Rana kommune)

22 Helgeland Side Overførings- og transformeringsanlegg Regionalnettet på Helgeland består foruten transformatorstasjoner av 132 kv- og 66 kvnett. Spenningsnivåene i regionalnettet er et resultat av en historisk utvikling, og anleggene er preget av de løsninger som var "standard" idet de ble bygd. Det meste av det høyspente fordelingsnettet drives med 22 kv spenningsnivå, men deler av kabelnettet i Mo, Mosjøen og Sandnessjøen drives med 11 kv spenningsnivå. Det samme gjelder enkelte luftlinjer, blant annet en del lange radialer i ytre strøk. I alt er det ca nett-abonnement i utredningsområdet. De enkelte deler av overførings- og transformeringsanleggene er nærmere beskrevet på tabellform i vedlegg Tabell 4.1 viser antall km ledning pr spenningsnivå for regionalnettet i utredningsområdet. Oversikten inkluderer 132 kv-nett uten inntektsramme. Spenningsnivå Antall km %-andel Aldersfordeling Gj.sn. byggeår ,1 16, ,2 83, ,2 0, Tabell 4.1: Antall km ledning pr spenningsnivå for regionalnettet på Helgeland (inkl. 132 kv-nett uten inntektsramme). Aldersfordelingen i tabell 4.1 viser til byggeår og tar ikke hensyn til eventuelle utskiftinger/ renoveringer i ettertid Systemjording og kompensering Nettet drives dels med isolert nullpunkt, dels med spolejording. Dette er omtalt nærmere i grunnlagsrapporten. Deler av regionalnettet er utstyrt med SVC-anlegg og kondensatorbatterier Drift og kontroll Deler av regionalnettet er utstyrt med frekvensvern og feilskrivere. Dette er nærmere omtalt i grunnlagsrapporten.

23 Helgeland Side Energiflyt i viktige utvekslingspunkter Det foretas målinger av energiflyten i utvekslingspunkter i regionalnettet, herunder lastuttak for kraftkrevende industri. Varighetskurver for noen av disse er vist i grunnlagsrapporten Overføringskapasiteter Mulige flaskehalser ved normaldrift Det foretas målinger av energiflyten i utvekslingspunkter i regionalnettet, herunder lastuttak for kraftkrevende industri. Varighetskurver for noen av disse er vist i grunnlagsrapporten Alder og tilstand Alder og tilstand for linjenett og stasjoner på Helgeland er beskrevet i grunnlagsrapporten Leveringspålitelighet og forsyningssikkerhet Definisjoner I utredningen har vi lagt følgende meningsinnhold i begrepene knyttet til leveringskvalitet og forsyningssikkerhet: Forsyningssikkerhet: Evne til å dekke opp energibehov, forutsatt en normal driftssituasjon. Leveringspålitelighet: Evne til å tilfredsstille kravene til forsyning av effekt. Leveringspåliteligheten har med avbruddsforholdene å gjøre, dvs. antall avbrudd, varigheten av avbrudd og mengde ikke-levert energi (ILE). Spenningskvalitet: Begrepet omfatter forskjellige kvalitetsegenskaper ved spenningen, så som effektivverdi, frekvens, dip, flimmer, osv. Dette er beskrevet i kapittel Leveringskvalitet er et samlebegrep for "leveringspålitelighet" og "spenningskvalitet". Forsyningssikkerhet Forsyningssikkerheten for regionen må betraktes som god. I en normal driftssituasjon er det ingen problemer med å dekke energietterspørselen i området. Leveringspålitelighet Også leveringspåliteligheten må betraktes som god. Sentralnettet går rett gjennom regionen og danner en indre del av en ringforbindelse, mens regionalnettet danner en ytre del. De to største tettstedene Mosjøen og Mo har sin forsyning fra sentralnett, mens de noe mindre tettstedene Nesna, Sandnessjøen og Brønnøysund blir forsynt fra regionalnettet.

24 Helgeland Side 24 Tabell 4.2 viser historisk forekomst av ikke-levert energi (ILE) forårsaket av hendelser i sentral- og regionalnett for T.o.m vises kun verdier for langvarige avbrudd (dvs. med varighet over 3 minutter). F.o.m er også kortvarige avbrudd inkludert. Denne endringen samsvarer med innføringen av KILE for kortvarige avbrudd, som altså trådte i kraft f.o.m Forskjellen i ILE-verdier er imidlertid minimal mht. om man inkluderer kortvarige avbrudd eller ikke. ILEn er fordelt på nettnivå (dvs. forårsaket av sentralnett eller regionalnett) og kundegruppe, sistnevnte i hht. inndelingen av KILE-satser som trådte i kraft f.o.m Kundegruppe Forårsaket av Industri Sentralnett 0,040 5,954 0,263 0,000 0,000 0,296 0,426 Handel og tjenester Sentralnett 0,205 3,452 0,750 0,000 0,000 0,140 0,286 Jordbruk Sentralnett 0,025 0,351 0,066 0,000 0,000 0,011 0,061 Offentlig virksomhet Sentralnett 0,123 3,220 0,383 0,000 0,000 0,124 0,252 Husholdning Sentralnett 0,764 11,412 0,920 0,000 0,000 0,555 1,094 Treforedling og kraftint. Sentralnett 217, ,600 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 ind. Sum sentralnett 218, ,989 2,382 0,000 0,000 1,126 2,120 Industri Reg.nett 8,188 0,882 1,076 9,087 1,664 0,209 0,200 Handel og tjenester Reg.nett 48,748 6,500 11,830 30,929 6,330 0,596 0,381 Jordbruk Reg.nett 4,009 0,377 0,500 3,307 0,307 0,052 0,105 Offentlig virksomhet Reg.nett 23,496 2,404 6,869 15,872 4,583 0,551 0,371 Husholdning Reg.nett 180,851 16,346 30, ,243 17,578 2,709 1,566 Treforedling og kraftint. Reg.nett 56, ,260 0,000 0,000 0, ,312 0,000 ind. Sum regionalnett 321, ,769 50, ,438 30, ,429 2,623 Sum sentral- og regionalnett Kommentarer til tabell 4.2: 540, ,758 52, ,438 30, ,555 4,743 Tabell 4.2: Oversikt over ILE (MWh) forårsaket av regionalnett og sentralnett på Helgeland, fordelt på kundegrupper På Helgeland er det to spesielt store industribedrifter Alcoa Mosjøen og Mo Industripark. Når disse rammes av avbrudd, vil det gi stort utslag på ILE-tabellen. ILEn deres inngår i kundegruppen "Treforedling og kraftintensiv industri". For 2003 kan spesielt følgende nevnes mht. Alcoa (tidl. Elkem): Driftforstyrrelse i sentralnettet medførte ILE på 212,5 MWh, og driftsforstyrrelse i regionalnettet medførte ILE på 56,6 MWh (begge deler altså for Elkem/Alcoa). Også i 2004 hadde bedriften relativt stor ILE: Sentralnetts-utfall medførte ILE på 502,6 MWh, mens fire regionalnetts-utfall resulterte i en ILE på 150,26 MWh. I 2005 var det ingen ILE for Elkem, og i 2006, 2007 og 2009 var det ingen ILE hverken for Elkem/Alcoa eller Mo Industripark. I 2008 fikk Elkem et utfall på 247,3 MWh. All ILE for Elkem som er nevnt over er forårsaket av hendelser i Statnetts nett. HelgelandsKrafts regionalnett hadde spesielt stor ILE i 2003 (265 MWh) og relativt stor ILE i 2006 (172 MWh). Storm på sør-helgeland medførte ILE på 205 MWh, mens uvær medførte ILE på 44 MWh i etterkant av stormen Narve var det et

25 Helgeland Side 25 utfall på sør-helgeland som resulterte i ILE på 69 MWh. Årsaken var høyst sannsynlig salting forårsaket et varslet avbrudd ved Alsten transformatorstasjon (om natten) en ILE på 85 MWh. Øvrige år har HelgelandsKrafts regionalnett hatt en ILE på under 40 MWh (både i 2007, 2008 og 2009 var den på under 3 MWh). Som regel medfører ikke-varslede avbrudd langt større ILE enn varslede avbrudd. Unntakene er 2001 (82 % av ILEn skyldtes varslede avbrudd) og 2006 (48 % av ILEn skyldtes varslede avbrudd). I hvert av årene samt har ikke-varslede avbrudd stått for % av all ILE som er forårsaket av regional- og sentralnett.

26 Helgeland Side 26 Feilstatistikk Det er ikke utarbeidet noen egen feilstatistikk for hovedkomponenter i regionalnettet på Helgeland. Ved teknisk-økonomisk planlegging benyttes derfor Statnetts årsstatistikk over driftsforstyrrelser i det norske kv-nettet, eventuelt i kombinasjon med SINTEF Energiforsknings planleggingsbok for kraftnett (del III, kap. 6). Statnetts årsstatistikker finnes på følgende internettside: I årsstatistikken inngår bl.a. gjennomsnitt av feilfrekvenser over flere år for utvalgte komponenttyper. Utdrag av dette, hentet fra årsstatistikken for 2005, er presentert i tabell 4.3. Forbigående feil Varige feil Alle feil Kraftledning 132 kv 0,93 0,19 1,13 Kabler 132 kv 0,05 1,74 1,79 Krafttransformator 132 kv primærside 0,27 0,36 0,64 Tabell 4.3. Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for Norge , hentet fra Statnetts årsstatistikk 2005 (kap ). I tabell 4.4 er gjennomsnittet for presentert, basert på Statnetts årsstatistikk for Alle feil Kraftledning 132 kv 1,05 Kabler 132 kv 1,55 Krafttransformator 1, kv primærside Tabell 4.4. Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for Norge , hentet fra Statnetts årsstatistikk 2008 (kap ). NB! Disse opplysningene er kun vist på grafisk form i årsttatitsikken; dermed må tallene over tolkes som omtrentlige.

27 Helgeland Side Spenningskvalitet Elektrisitetsnettet på Helgeland har i lang tid vært beheftet med til dels dårlig spenningskvalitet. Under følger en presentasjon av de viktigste problemstillingene de siste årene. Underharmoniske ("flimmer"/"flicker") pga. stålovn på Mo Disse spenningsvariasjonene har representert en alvorlig og langvarig ulempe. Problemet har rammet alle nettnivå i området, og kan merkes i store deler av Nordland og også over i Sverige når det er som verst. Spenningsvariasjonene er altså forårsaket av lysbue-stålovnen på 75 MVA i Mo Industripark. Ovnen ble satt i drift i 1986, og flimmer har vært årsak til klager helt siden oppstarten. Et SVC-anlegg som bidrar til å redusere flimmer, var i drift i flere år, men det havarerte. Forholdet forsterkes ved at den nærmeste kraftproduksjonen disponeres etter andre kriterier enn det lokale forbruket. Flimmernivå, -forekomst og -utbredelse i nettet ble kartlagt ved registreringer som MIP og Statnett gjennomførte i perioden sommeren 1995 til våren I perioder med lav kortslutningsytelse i området var flimmernivået tidvis over anbefalte grenseverdier. I desember 2000 ble ny driftskobling i Svabo og Nedre Røssåga iverksatt for å forsøke å dempe flimmernivået. Flimmernivået ble med dette redusert, men nivået har likevel til tider vært over grenseverdien til Europanormen EN Våren 2004 var nivået på nytt høyt, mest sannsynlig pga. revisjon i Rana kraftverk. Statnett foretok målinger på 132 kv-nivå i Mosjøen sekundærstasjon uke Målingene viste at grenseverdiene i Europanormen ble overskredet mye av tiden. I juli og august 2004 ble samleskinnene i Svabo lagt sammen på grunn av ombygginger i Rana kraftverk. HK målte flimmernivået i forbindelse med denne driftssituasjonen. Figur 4.1 viser PLT målt i Gullsmedvik i begynnelsen av august da stålovnen startet opp etter fellesferien. Figur 4.1: Registreringer av flimmer (PLT)