Kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag Hovedrapport

Transkript

1 Kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag Hovedrapport I

2 Forord NVE etablerte i 1988 ordningen med fylkesvis kraftsystemplanlegging. Formålet var å samordne planleggingen og effektivisere NVE sin behandling av elektriske anleggskonsesjoner, samt å etablere langsiktige nettplanleggingsrutiner hos eiere av sentral- og regionalnett. Kraftsystemplanlegging i fylkene fikk sin formelle forankring i energiloven fra NTE publiserte sin første regionale kraftsystemsystemplan som omhandlet regionalnettet i Nord-Trøndelag fylke i Energiloven ble endret i 2003 og som et resultat av dette oppstod da en ny forskrift spesielt rettet mot temaet energiutredninger, forankret i energiloven og energilovforskriften. Som en følge av den nye forskriften publiserte NTE sin første kraftsystemutredning i Årlig utarbeidelse av slike utredninger erstattet da den tidligere ordning med kraftsystemplaner. NTE Nett AS er utredningsansvarlig for Nord-Trøndelag fylke samt søndre del av Bindal kommune i Nordland fylke, avgrenset av områdekonsesjonsgrensen til Bindal Kraftlag SA. Foreliggende rapport er ellevte utgave av kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag etter ny ordning av Utredningen er basert på NVEs veiledningsmateriale. Utredningen presenteres i to dokumenter, en grunnlagsrapport og en hovedrapport. I hovedrapporten er konklusjonene om den fremtidige utvikling presentert for ulike alternativer. Denne rapporten er åpen for alle og tilgjengelig på NTE sine internettsider. I grunnlagsrapporten er de enkelte tiltak beskrevet mer utfyllende. Denne rapporten er unntatt offentlighet, men alle som har tjenstlig behov skal kunne få tilgang til denne. På grunn av den store mengden data som skal inn i grunnlagsrapporten, er større tabeller, kart og skjema samlet i en egen vedleggsrapport. Ansvarlig for utredningen er Terje Pynten, avdelingssjef Infrastruktur NTE Nett AS. Følgende personer har deltatt i utarbeidelsen av denne kraftsystemutredningen: Rune Paulsen, NTE Nett AS, prosjektleder Frode Johannessen, NTE Nett AS Petter Efskin, NTE Nett AS Bernhard Bolsøy, NTE Nett AS Eirik Thorshaug, NTE Nett AS Marianne Blikø, NTE Nett AS Steinkjer, mai 2016 Trygve Kvernland Adm.dir. NTE Nett AS II

3 Innholdsfortegnelse 1 INNLEDNING GENERELT MÅL FOR UTREDNINGSOMRÅDET KRAFTSYSTEMUTREDNING FOR NORD-TRØNDELAG BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERE I UTREDNINGSPROSESSEN BESKRIVELSE AV UTREDNINGSANSVARLIG ORGANISERING AV UTREDNINGSARBEIDET KONSESJONÆRER I UTREDNINGSOMRÅDET SAMORDNING I FORBINDELSE MED KRAFTSYSTEMUTREDNINGER SAMORDNING MOT KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET MÅL FOR DET FRAMTIDIGE KRAFTSYSTEMET UTREDNINGENS TIDSHORISONT OG AMBISJONSNIVÅ TEKNISKE FORUTSETNINGER FOR DIMENSJONERING OG DRIFT FORUTSETNINGER FOR FORENKLEDE SAMFUNNSØKONOMISKE VURDERINGER NATURGITTE FORHOLD I REGIONEN TEKNISKE UTFORDRINGER BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM KOMPONENTER DRIFTSFORHOLD I DAGENS NETT KRAFTRASJONERING I NORD-TRØNDELAG STATISTIKK FOR KRAFTPRODUKSJON I UTREDNINGSOMRÅDET STATISTIKK FOR FORBRUK I UTREDNINGSOMRÅDET ENERGI- OG EFFEKTBALANSE I UTREDNINGSOMRÅDET UTVEKSLING ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD NYE KRAFTVERKSPROSJEKT FORVENTET UTVIKLING FREMTIDENS NETT I NORD-TRØNDELAG FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV LITTERATURREFERANSER III

4 1 Innledning 1.1 Generelt Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) etablerte i 1988 ordningen med «Kraftsystemplanlegging i fylkene». Formålet var å samordne planleggingen og effektivisere NVEs behandling av elektriske anleggskonsesjoner, samt å etablere langsiktige nettplanleggingsrutiner hos eiere av regional- og sentralnett. Det ble utpekt 23 planansvarlige selskaper som skulle koordinere planleggingen innenfor fastsatte områder. Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk (NTE) fikk planleggingsansvar for regionalnettet (33 kv, 66 kv og 132 kv) i Nord-Trøndelag fylke. Distribusjonsnettet (22 kv) ble i første omgang ikke omfattet av kraftsystemplanleggingen. Kraftsystemplanlegging i fylkene ble kalt «regional kraftsystemplanlegging» og fikk sin formelle forankring i energiloven fra Endringer i energiloven og energilovforskriften ble gjort gjeldende fra Energiplanlegging er nå innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal gjennomføres av alle konsesjonærene. Bestemmelser om dette er inntatt i forskrift om energiutredninger kapittel 3 [1], i kapittel 7 i energiloven [2] og i energilovforskriften [3]. Planlegging brukes gjerne om systematisk innsamling og bearbeiding av kunnskaper for å forberede en beslutning. Plan benyttes om resultat av prosessen og forutsettes normalt gjennomført i praksis. For å forebygge mulige misforståelser knyttet til prosessen og resultatet av denne, er begrepet planlegging byttet ut med utredning i forskrift om energiutredninger [1]. Med dette vil en for det første formidle at analyseresultatet skal være en støtte for beslutninger og ikke nødvendigvis gjennomføres i sin helhet. For det andre tas det hensyn til at konsesjonærene ikke er de eneste aktører som skal ha innflytelse på de løsninger som faktisk realiseres. 1.2 Mål for utredningsområdet Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsrasjonell utbygging av regional- og sentralnett hvor aktuelle energibærere for stasjonær energibruk er hensyntatt. Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVE sitt arbeid ved behandlingen av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg. Arbeidet skal gi grunnlag for å løse eventuelle konflikter om utviklingen av nettet på et tidlig tidspunkt, og gi brukerne av nettet muligheter til å påvirke utformingen av de overføringsanlegg de er avhengige av. Utredningsarbeidet skal utføres på et fritt og uavhengig grunnlag basert på foreliggende prognoser for last- og produksjonsutviklingen i området. Det utredningsansvarlige selskap 1

5 skal, basert på objektive vurderinger av den fremtidige utviklingen, beskrive en samfunnsøkonomisk lønnsom og miljømessig fornuftig utvikling av kraftsystemet i området. For å sikre at det tas hensyn til økende usikkerhet rundt mulig utvikling av kraftsystemet er det spesifisert at utredningen skal inkludere alternative utviklingsmuligheter for området. 1.3 Kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag Kraftsystemutredningen for Nord-Trøndelag er et sentralt ledd i langtidsplanen for framtidig utvikling av regionalnettet i området. Dette gjelder både overføringsbehov, investeringsbehov og bemanning. Utredningen gir en mulighet til å vurdere den framtidige utvikling av overføringskostnadene. Kraftsystemet er en viktig del av samfunnets infrastruktur. Kraftsystemutredningen for Nord-Trøndelag distribueres derfor til andre offentlige etater som måtte ha behov for den, men kun til orientering. Den formelle kobling med annen samfunnsplanlegging ivaretas ved konsesjonsbehandling av enkeltanlegg. Første versjon av regional kraftsystemplan for Nord-Trøndelag var ferdig per En revisjon av planen ble gjennomført i løpet av 1991 på bakgrunn av den første tilbakemelding fra NVE. En ordinær rullering av planen ble gjennomført per , og Etter at nettvirksomheten i NTE ble skilt ut i et eget selskap fra er NTE Nett AS utredningsansvarlig for Nord-Trøndelag og Bindal kommune i Nordland. Tittelen på utredningen er for enkelthets skyld valgt til «Kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag», til tross for at utredningen også omhandler Bindal i Nordland. Foreliggende rapport er ellevte utgave av kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag etter ny ordning av Utredningen er basert på NVEs veiledningsmateriale [4] og presenteres i to dokumenter, en grunnlagsrapport og en hovedrapport. I hovedrapporten er konklusjonene om den fremtidige utvikling presentert for ulike alternativer. Denne rapporten er åpen for alle og tilgjengelig på NTE sine internettsider. I grunnlagsrapporten er de enkelte tiltak beskrevet mer utfyllende. Denne rapporten er unntatt offentlighet, men alle som har tjenestelig behov skal kunne få tilgang til denne. På grunn av den store mengden data som skal inn i grunnlagsrapporten, er større tabeller, kart og skjema samlet i en egen vedleggsrapport. 2

6 2 Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen NTE Nett AS er av NVE pålagt å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for regionalnettet i Nord-Trøndelag fylke. I utredningsområdet inngår også regionalnettet i søndre del av Bindal kommune i Nordland fylke, avgrenset av områdekonsesjonsgrensen til Bindal Kraftlag SA. Figur 2.1 Kart over utredningsområdet 3

7 2.2 Beskrivelse av utredningsansvarlig NTE Nett AS er utredningsansvarlig for Nord-Trøndelag og Bindal kommune. NTE Nett AS eier og er ansvarlig for drift, vedlikehold og utbygging av distribusjons- og regionalnettet i Nord-Trøndelag. Selskapet er et heleid datterselskap i NTE Holding AS, med hovedkontor på Steinkjer. NTE Holding AS eies per i sin helhet av Nord-Trøndelag fylkeskommune. Organisasjonskart for NTE Holding AS og NTE Nett AS per er vist i henholdsvis Figur 2.2 og Figur 2.3. Figur 2.2 Organisasjonskart NTE Holding AS Totalt antall ansatte i NTE Nett AS er 224 personer. Inntektsrammen for 2015 var på omtrent 668 millioner kroner. NTE Nett AS har det totale ansvar når det gjelder bygging, drift, vedlikehold og beredskap for strømnettet i Nord-Trøndelag. 4

8 Figur 2.3 Organisasjonskart NTE Nett AS Som Figur 2.3 viser er NTE Nett AS organisert i tre operative avdelinger: Drift, Infrastruktur og Kunde. De øvrige boksene i figuren representerer de ulike støttefunksjonene. En nærmere beskrivelse av de ulike avdelingene er gitt under. Operative avdelinger Avdeling Drift har ansvar for den daglige driften og vedlikeholdet av NTE sine forsyningsanlegg. Avdeling Infrastruktur har ansvar for hele nettet til NTE Nett AS og skal utøve netteierrollen. Dette innebærer blant annet ansvar for beregning av nettap, kontakt med kommuner og fylkeskommune, utarbeiding av investeringsplaner, vedlikeholdsplaner og teknisk saksbehandling med mer. Avdeling Kunde har ansvar for NTE Nett AS sine kunder gjennom måling og måleverdihåndtering, avregning og fakturering samt beregning og distribusjon av tariffer. Mindre teknisk saksbehandling håndteres i denne avdelingen. En underavdeling i Kunde er Det lokale eltilsyn (DLE). DLE skal utføre kontroll av elektriske installasjoner og drive 5

9 informasjonsvirksomhet opp mot kunder og utdanningsinstitusjoner. AMS-prosjektet er også en underavdeling i Kunde. Støttefunksjoner Avdeling Strategi og analyse fungerer som støttefunksjon mot de operative avdelingene med spisskompetanse innenfor ulike områder. Arbeidet med kraftsystemutredninger utføres blant annet av personer i denne avdelingen. Stabsfunksjoner som Økonomisk og administrativ stab er fordelt på stillingene konsernsjef, teknisk sjef, HMS sjef og kontroller. 2.3 Organisering av utredningsarbeidet Arbeidet med denne utredningen har blitt utført av personer tilknyttet avdeling Strategi og analyse i NTE Nett AS. Hovedansvarlig for utarbeidelsen av utredningsrapporten, samt kontaktperson vedrørende kraftsystemutredninger for Nord-Trøndelag er Rune Paulsen i NTE Nett AS. Varsel om oppstart av utredningsarbeidet Forskrift om energiutredninger kapittel 3, 9 [1] stiller krav om at utredningsansvarlig skal varsle systemansvarlig, utredningsansvarlige i tilgrensende områder, NVE, samt øvrige aktører innenfor utredningsområdet som anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer, kraftforsyningens distriktssjefer, større nettkunder, kommuner, fylkeskommuner, fylkesmenn og relevante interesseorganisasjoner om oppstart av utredningsarbeidet. Dette varslet ble sent ut den Regionale kraftsystemmøter Forskrift om energiutredninger kapittel 3, 10 [1] stiller krav om at utredningsansvarlig skal invitere systemansvarlig, utredningsansvarlige i tilgrensende områder og Norges vassdrags- og energidirektorat, samt følgende øvrige aktører innenfor utredningsområdet til regionale kraftsystemmøter: anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer, kraftforsyningens distriktssjefer, større nettkunder, fylkeskommuner og fylkesmenn. Det skal avholdes minst ett regionalt kraftsystemmøte i løpet av den toårige utredningsprosessen innen seks måneder etter ferdigstillelsen av forrige utredning. Hovedformålet med møte er å velge representanter til kraftsystemutvalget. For øvrig skal utredningsansvarlig presentere utredningen, informere om utredningsprosessen, fremme forslag til fokusområder og skissere mulige utviklinger i behov for overføringskapasitet i utredningsområdet. Det ble avholdt regionalt kraftsystemmøte i Steinkjer. 6

10 Kraftsystemutvalg Forskrift om energiutredninger kapittel 3, 11 [1] stiller krav til kraftsystemutvalget. Dette utvalget skal bestå av representanter valgt av kraftsystemmøtet og skal bistå utredningsansvarlig ved utarbeidelse av kraftsystemutredningen. Forskriften stiller krav til at utvalget skal bestå av utredningsansvarlig i det regionale utredningsområdet, utredningsansvarlig for sentralnettet og minimum tre representanter valgt på det regionale kraftsystemmøtet. Sittende kraftsystemutvalg ble valgt på regionalt kraftsystemmøte som ble avholdt Medlemmer i kraftsystemutvalget kan sees i Tabell 2.1. Tabell 2.1 Kraftsystemutvalg for Nord-Trøndelag og Bindal Navn Terje Pynten Rune Paulsen Frode Johannesen Jan Arve Moe Vidar Dale Pål Anders Dahl Sonja Dransfeld Stig Ove Bakkan Hilde Stangeland Firma NTE Nett AS NTE Nett AS NTE Nett AS NTE Nett AS NTE Nett AS NTE Energi AS Statnett SF Norske Skog Skogn AS TrønderEnergi Nett AS Det ble avholdt et videomøte i kraftsystemutvalget ved NTE Nett AS sine kontor i Trondheim og Steinkjer. Det ble i tillegg avholdt et elektronisk møte Konsesjonærer i utredningsområdet Tabell 2.2 viser en oversikt over de ulike område-, anlegg- og fjernvarmekonsesjonærene som er registrert i utredningsområdet. På grunn av manglende rapportering fra konsesjonærer tas det forbehold om feil eller mangler i tabellen. Tabell 2.2 Konsesjonærer i utredningsområdet Områdekonsesjonær Adresse Postnr. Poststed Bindal Kraftlag SA Oldervikveien 8, Postboks Terråk NTE Nett AS Sjøfartsgata Steinkjer Anleggskonsesjonær Adresse Postnr. Poststed Bindal Kraftlag SA Oldervikveien 8, Postboks Terråk Blåfall AS Parkveien 33 b 0258 Oslo E-CO Energi AS Postboks 1050 Sentrum 0104 Oslo Firma Albert Collett Bangsundvegen Bangsund Industrikraft Midt-Norge AS Sjøfartsgata Steinkjer 7

11 Malmo Elektrisitetsverk AS Gnr 7 Bnr Malm Norsk Grønnkraft AS Postboks 4270 Nydalen 0401 Oslo Norske Skog Skogn AS Sjøvegen Skogn NTE Energi AS Sjøfartsgata Steinkjer NTE Nett AS Sjøfartsgata Steinkjer Sarepta Energi AS Postboks 2958 Sluppen 7438 Trondheim Småkraft AS Postboks Bergen TrønderEnergi Nett AS Klæbuveien Trondheim Ulvig Kiær AS Sandøla Gård, Hengebruveien Grong Fjernvarmekonsesjonær Adresse Postnr. Poststed Stjørdal Fjernvarme AS Kjøpmannsgt. 9 C/O Stjørdal kommune 7500 Stjørdal Statkraft Varme AS Sluppenveien 17 B 7005 Trondheim 2.5 Samordning i forbindelse med kraftsystemutredninger Det er gjennomført horisontale og vertikale samordninger i arbeidet med kraftsystemutredningen. Statnett SF utarbeider kraftsystemutredning for sentralnettet i Norge, Helgeland Kraft AS har ansvar for kraftsystemutredningen for Helgeland og TrønderEnergi Nett AS har ansvar for utredningen for Sør-Trøndelag. NTE Nett AS samarbeider med utredningsansvarlige i Statnett SF, Helgeland Kraft AS og TrønderEnergi Nett AS. Kontakten med disse er god og skjer via telefon, e-post og møter. NTE Nett AS utveksler kraftsystemutredninger med disse selskapene og er således informert om framtidige planer i de enkelte områdene. Planer for regionalnettet i Nord- Trøndelag som berører forhold i tilgrensende utredningsområder, blir koordinert med de andre utredningsansvarliges interesser. Statnett SF Innenfor utredningsområdet utveksles det kraft mellom sentralnett og regionalnett i seks punkt: Eidum i Stjørdal kommune Verdal i Verdal kommune Ogndal i Steinkjer kommune Namsos i Overhalla kommune Tunnsjødal i Namsskogan kommune Kolsvik i Bindal kommune 8

12 Helgeland Kraft AS Regionalnettene til Helgeland Kraft AS og NTE Nett AS er knyttet sammen i Kolsvik i Bindal kommune. Stasjonen er eid 50 % av NTE Energi AS og 50 % av Helgeland Kraft AS, gjennom selskapet Åbjørakraft AS. Distribusjonsnettet til Helgeland Kraft AS og NTE Nett AS er knyttet sammen over Nordlandsgrensen ved Namsskogan. TrønderEnergi Nett AS Regionalnettene til TrønderEnergi Nett AS og NTE Nett AS er knyttet sammen i tre punkt: Bratli i Namdalseid kommune Stoen i Rissa kommune Eidum i Stjørdal kommune All relevant informasjon som fremkommer av dialog med tilgrensede utredningsområder, samt deres kraftsystemutredninger er ivaretatt og tatt hensyn til i arbeidet med kraftsystemutredningen. 2.6 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Tidligere var områdekonsesjonær gjennom forskrift om energiutredninger pålagt å utarbeide, oppdatere og offentliggjøre en lokal energiutredning for hver kommune i konsesjonsområdet. Denne ordningen ble avviklet i 2015, men etter 7 i forskrift om energiutredninger [1] skal områdekonsesjonær og fjernvarmekonsesjonær på forespørsel fra kommunen bistå med informasjon som konsesjonær har om energiforsyningen i kommunen og som er relevant i kommunal klima- og energiplanlegging. Dette gjelder ikke sensitiv informasjon om kraftforsyningen, som beskrevet i energiloven 9-3 [2]. 9

13 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet Overordnet mål Det overordnede mål for kraftsystemutredningen er å sørge for en samfunnsøkonomisk optimal utbygging av kraftsystemet. Regionalnettet i Nord-Trøndelag har og vil også i fremtiden ha to funksjoner: Innmating av kraft fra lokale produksjonsanlegg og sentralnettet Overføring av kraft til forbruk (via det lokale distribusjonsnettet) Utbyggingen i området skal hovedsakelig kun skje dersom det er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Dersom det må bygges nett for tilknytning av ny produksjon må utbygger av produksjon dekke hele eller deler av nettutbyggingen. Det kan forekomme at nye anlegg må bygges selv om kravet til samfunnsøkonomisk lønnsomhet ikke er oppfylt. Dette vil være aktuelt når tekniske kriterier tilsier det. Leveringskvalitet Et viktig mål for kraftsystemet i Nord-Trøndelag er å kunne levere kraft med riktig kvalitet til forbrukerne. Dette omfatter både spenningskvalitet og avbruddsforhold (leveringskvalitet). Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet er fastsatt av NVE Denne forskriften skal [5]: Bidra til å sikre en tilfredsstillende leveringskvalitet i det norske kraftsystemet, og en samfunnsmessig rasjonell drift, utbygging og utvikling av kraftsystemet. Herunder skal det tas hensyn til allmenne og private interesser som blir berørt. Forskriften stiller krav til nettselskapene om registrering og rapportering av leveringspålitelighet samt registrering av spenningskvalitet. Det er et krav at leveringskvaliteten i utredningsområdet skal være innenfor de kravene som stilles i forskriften. Miljøhensyn Det legges vekt på den estetiske utforming av forsyningsanleggene. Det tas landskapsmessige hensyn ved fastleggelse av traseer. NTE Nett AS er oppmerksom på at det eksisterer en frykt for helserisiko på grunn av påvirkning av magnetfelt fra kraftledninger. NTE Nett AS ser det som viktig å kunne informere publikum på en saklig måte og kan bistå med målinger av magnetfelt fra nettet. 10

14 NTE Nett AS har en positiv holdning til aktiviteter som kan belyse problematikken rundt kraftledningers negative virkning på fuglebestandene og tiltak som kan løse slike problemer. NTE Nett AS har som målsetning å følge de myndighetspålagte krav og retningslinjer. 3.2 Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Tidshorisont Kraftsystemutredningen har en tidshorisont på 20 år frem i tid. Det vil si at denne utredningen gjelder for perioden Der det er ansett som hensiktsmessig er en utvidet tidshorisont fram til år 2040 benyttet. Prosjekter som er planlagt gjennomført i nær fremtid vil beskrives mer detaljert enn prosjekter som kommer lenger ut i tid. Ambisjonsnivå Et av formålene med utredningen er å kunne orientere om planer i energirelaterte saker på et tidlig tidspunkt overfor: Sentralnettets planansvarlige Kommunene Landbruksmyndighetene Miljøvernmyndighetene Fylkeskonservator Andre relevante interessenter Utredningen tar sikte på å vise sammenhengen mellom de mål som er etablert for utviklingen av regionalnettet i utredningsområdet og de tiltak som planlegges gjennomført for å oppfylle disse målene. Utredningen skal gi en oversikt over dagens kraftsystem og planer for den videre utviklingen av systemet i form av nye anlegg, samt moderniseringer og oppgraderinger av eksisterende anlegg. Kraftsystemutredningen skal gjennom dette være et godt underlag for både konsesjonsmyndigheten og for personer som er beslutningstagerne i saker som angår tiltak og investeringer i energirelaterte prosjekter. Denne utredningen har ikke blitt sendt ut på høring, men ble presentert i et elektronisk møte med kraftsystemutvalget den Revisjon Utredningsarbeidet er en kontinuerlig prosess der endrede forutsetninger, særlig med hensyn til lastutvikling og planer om ny produksjonskapasitet, kan påvirke både tidspunkt og omfang av nødvendige tiltak. Utredningen justeres derfor kontinuerlig, og publiseres 1. juni annet hvert år. 11

15 3.3 Tekniske forutsetninger for dimensjonering og drift Valg av spenningsnivå, transformatorytelse og ledertverrsnitt Spenningsnivåene i regionalnettet i Nord-Trøndelag er i dag 66 og 132 kv. Det aller meste av nettet er bygd for, og drives med 66 kv systemspenning. Nettet er godt utbygd med til sammen 41 utvekslingspunkt mellom 66 kv regionalnett og 22 kv distribusjonsnett. De siste årene er det blitt en økende interesse for etablering av ny kraftproduksjon i utredningsområdet. Dette gjelder i særlig grad for vindkraft og små vannkraftverk. I denne sammenheng er det tenkelig at dagens regionalnett på sikt vil ha for lav kapasitet til å ta imot kraftproduksjonen som ønskes realisert. Dette, kombinert med mulighet for tapsbesparelser og en bedring av forsyningssikkerheten i deler av fylket, gjør at NTE Nett AS har startet en utredning av muligheten for spenningsoppgradering til 132 kv på deler av dagens regionalnett. Utredningen er delt mellom nordlig og sørlig del av fylket. Oppgraderingen vil være en prosess som typisk vil være av langsiktig karakter, ved at man stegvis klargjør transformatorer og ledninger for en fremtidig endring av spenningsnivå. Det vil derfor gjennomføres grundige kost-/nytteanalyser før en eventuell beslutning vedrørende spenningsoppgradering av regionalnettet fattes. Valg av transformatorytelse gjøres ut fra beregninger hvor det tas hensyn til lastprognoser og forskjellige aktuelle driftssituasjoner. Når det gjelder transformering 66/22 kv, har NTE Nett AS siden 1977 standardisert innkjøpet av nye transformatorer til: Spenningsomsetning : 65 ± 8x1,5 % / 22 kv Merkeytelse : Hovedsakelig MVA, men også større Dette gjør det enkelt å rokere om på transformatorene i nettet ved behov. Tverrsnitt på tråder og kabler velges i utgangspunktet ut fra samfunnsøkonomiske betraktninger, men det er liten prisdifferanse på tverrsnittsøkning. Dette, kombinert med lang teknisk levetid (omtrent 50 år), gjør at enkelte nye ledninger bygges større enn det dagens behov tilsier. I Nord-Trøndelag er regionalnettets luftledninger hovedsakelig bygd med tremaster. Dette skyldes i hovedsak at det er billigere enn å bygge med stålmaster. Dessuten går tremaster mye bedre inn i terrenget enn stålmaster slik at den visuelle effekten av ledningen blir mindre ved bruk av tremaster. På nye linjer benyttes i stor grad komposittmaster, grunnet lang levetid (om lag 80 år). Kriterier for valg av luftledning kontra kabel Når en skal vurdere om det bør anvendes kabel eller luftledning i regionalnettet, er det en rekke forhold som spiller inn. 12

16 Det er billigere å bygge luftledning enn å legge kabel. Prisforskjellen øker med økende spenning. For 66 kv og 132 kv er det henholdsvis omtrent 3 og 5 ganger så dyrt å legge jordkabel som å bygge luftledning [6] Estetisk sett er kabel å foretrekke fremfor luftledninger. Kabel er derfor ofte aktuelt i boligområder og hyttefelt Legging av kabler er ofte mer påvirket av andre anleggsarbeider enn bygging av luftledninger. Kabler legges ofte langs veier og kommer derfor i berøring med virksomheter (for eksempel vei, vann, kloakk) Antall feil på luftledninger med spenningsnivå kv er svakt stigende. Generelt viser statistikken at mye ekstremvær de siste årene medfører en stigende trend når det gjelder feilfrekvens for kraftledninger på alle spenningsnivå [7] Antall feil på kabler med spenningsnivå kv er relativt stabilt [7] Feil på kabel har mye lengre varighet enn feil på luftledning [7] Termisk grenselast for luftledninger Som referanse for termisk grenselast på nye luftledninger i regionalnettet benyttes normalt verdier fra SINTEF Energi AS sin Planleggingsbok for kraftnett [8]. Denne legger til grunn en dimensjonerende driftstemperatur på lederen lik 80 C, lufttemperatur 20 C (det vil si 80/20), vindstyrke 0,6 m/s og en solinnstråling lik 900 W/m 2. For eldre luftledninger beregnes termisk grenselast ut fra hvilken maksimal driftstemperatur på tråden luftledningen er dimensjonert for. Luftledninger bygget før år 2000 er typisk dimensjonert ut fra en maksimal ledertemperatur på 40 C, mens luftledninger bygget etter år 2000 er dimensjonert ut fra en maksimal ledertemperatur på 80 C. I spesielle situasjoner der det er aktuelt med kortvarig høy belastning av luftledninger vil det være aktuelt å benytte andre parametere i beregningen av termisk grenselast. Typisk vil det være aktuelt å benytte 0 C som lufttemperatur i stedet for 20 C i typiske vinterlastsituasjoner. Denne betraktningen er i hovedsak av teoretisk karakter, grunnet at slike ekstreme tilfeller normalt ikke vil inntreffe over lengre tid. Det er imidlertid viktig å ha et bevisst forhold til termisk overføringskapasitet på luftledninger, slik at det er mulig å verifisere at kravene til sikkerhet oppfylles også i spesielle driftssituasjoner. Termisk grenselast for kabler For kabler benyttes i hovedsak data fra SINTEF Energi AS sin planleggingsbok for kraftnett [8] innledende analyser. Ved nærmere studier tas det kontakt med kabelleverandørene, som kan gjøre mer detaljerte beregninger for hvert enkelt anlegg. Maksimalstrømmen 13

17 gjennom en kabel vil blant annet være avhengig av forlegningsmåte og avstand til andre kabler. Dimensjonerende temperatur i jord settes til 15 C. Termisk grenselast for transformatorer Som referanse for termisk grenselast, benyttes transformatorens merkestrøm oppgitt av leverandør/produsent som dimensjoneringskriterium. Når det er kaldt vær og ved spesielle tilfeller (ikke normal drift) kan transformatorer tillates overbelastes med inntil 20 %. Forutsetninger for prognosert forbruk og produksjon Monopolsituasjonen på overføring og fordeling av kraft innebærer at nettselskapene har et samfunnsmessig ansvar for å opprettholde kapasitet og kvalitet på strømleveringen. Nettselskapene må derfor ha en formening om forventet utvikling i belastningen i de nærmeste årene. Hvis flere alternative muligheter foreligger, benyttes fortrinnsvis den høyeste prognosen i nettplanleggingen. Prognoser for belastningen (energi og effekt) lages på bakgrunn av: Historisk befolkningsutvikling i området Historisk belastningsutvikling i området (temperaturkorrigert) Statistisk sentralbyrå (SSB) sine framskrivninger av befolkningsmengden i den enkelte kommune og fylke Opplysninger om vedtatte/planlagte utbygginger i området (produksjon og industri) Prognoser for fremtidig bruk av energi lages for formålsgruppene: Alminnelig forsyning Kraftintensiv industri Utkoblbar last Gjennomsnittlig økning i forbruk beregnes ut fra historiske verdier siste 20, 10 og 5 år. Lokalt kan det være store avvik fra gjennomsnittsverdi. Ved beregning av forbruksprognoser til områder i vekst, vil det være aktuelt å benytte høyere belastningsøkning enn gjennomsnittet. Prognoser for framtidig effektuttak innen utredningsområdet beregnes for følgende nivå: Uttak distribusjonsnett (alminnelig forbruk) Uttak regionalnett (industri) Uttak sentralnett (Norske Skog Skogn AS) Tap I nettplanleggingen er det svært viktig å ha gode prognoser for forventet belastingsutvikling i det området som skal vurderes. Feil prognose kan medføre 14

18 feilinvestering eller en mindre optimal investering. En lav prognose kan gi akseptable forhold i nettet for hele analyseperioden, mens en høyere prognose kan gi behov for nye planløsninger. Best mulig kunnskap om lokale forhold er derfor av stor betydning i planarbeidet. Her vil NTE Nett AS støtte seg til de enkelte kommunene for å få en mest mulig realistisk oversikt over forventet utvikling i det lokale næringsliv og forvaltning. Temperaturkorrigering av energi og effekt For å fjerne variasjoner i energibruk fra år til år som skyldes kalde eller milde vintre temperaturkorrigeres energiforbruket. Ved å gjennomføre denne korrigeringen får man fram hva som ville vært det faktiske forbruket dersom man hadde hatt normal temperatur. Dette gjør at man lettere kan se hva som faktisk er trenden i energibruken over tid. Både energiforbruk og maksimallast temperaturkorrigeres som beskrevet under. Temperaturkorrigering av energiforbruk Energibruket som faller inn under kategorien «alminnelig forsyning» temperaturkorrigeres i denne utredningen. Her er det antatt at halvparten av alt forbruk er temperaturavhengig [9] og det er dermed 50 % av forbruket som temperaturkorrigeres. Korrigeringen gjøres ved hjelp av formel 1. Forbruk temp.korr. = Forbruk målt {(Andel temp.avh GDT normal GDT målt år ) + Andel temp.uavh } (1) Hvor, Forbruktemp korr = Temperaturkorrigert forbruk [MWh] Forbrukmålt = Målt energiforbruk det aktuelle året [MWh] Andeltemp avh = Temperaturavhengig andel av energiforbruket (50 %) Andeltemp uavh = Temperaturuavhengig andel av energiforbruket (50 %) GDTnormal = Graddagstall i normalår GDTmålt år = Graddagstall i det aktuelle året Graddager Graddagstall regnes ut for et år om gangen, og beregnes som summen av differansen mellom innetemperatur og utetemperatur for alle døgn i fyringssesongen. I denne utredningen er det benyttet en innetemperatur på 17 C. Fyringssesongen regnes fra første døgn om høsten når døgnmiddeltemperaturen kommer under 11 C og til det første døgnet om våren når døgnmiddeltemperaturen passerer 9 C. Graddagstallet for et normalt år er gjennomsnittet av graddagstallet for alle årene mellom 1981 og 2010 [9]. Graddagstallet 15

19 for 2014 og 2015 i Nord-Trøndelag er oppgitt i Tabell 3.1. Tabellen viser også graddagstallet for et normalår. Tabell 3.1 Graddagstall Nord-Trøndelag 2014 og Normalår ( ) Målt år Graddagstallene er hentet fra Enovas nettsider [10] [11]. Temperaturkorrigering av maksimaleffekt Målt maksimallast i alminnelig forsyning temperaturkorrigeres mot såkalt ekstrem tunglast. Det vil si at lasten korrigeres til hva den ville vært dersom det hadde inntruffet en kuldeperiode som statistisk sett inntreffer hvert tiende år. Denne kuldeperioden omtales som dimensjonerende utetemperatur (DUT). DUT er gjennomsnittstemperaturen for den tredagersperioden hvert år med lavest middeltemperatur. DUT10 er den laveste dimensjonerende utetemperatur som har blitt målt de siste 10 år. For hele utredningsområdet er det tatt utgangspunkt i gjennomsnittsmålinger fra stasjoner på Værnes og Steinkjer. Målingene er oppgitt i Tabell 3.2. Tabell 3.2 Dimensjonerende utetemperatur, Nord-Trøndelag År Værnes [ C] Steinkjer [ C] Gjennomsnitt [ C] ,7-11,4-11, ,2-11,0-10, ,9-14,1-13, ,3-13,4-14, ,3-7,9-8, ,8-10,5-10, ,1-20,3-20, ,7-8,7-9, ,7-12,7-12, ,6-13,7-13, ,3-11,2-11, ,8-7,0-5,9 DUT 10-21,1-20,3-20,7 Som Tabell 3.2 viser er dimensjonerende utetemperatur for år 2014 og ,7 C. Temperaturkorrigeringen av maksimallast er gjort ved hjelp av formel 2. P DUT = P + P δ(dut DUT n ) (2) Hvor, PDUT = Temperaturkorrigert maksimaleffekt for aktuelt år [MWh/h] P = Målt effekt for aktuelt år [MWh/h] 16

20 δ = Maksimallastens temperaturfølsomhet [%/ C] DUT = laveste 3-døgns middeltemperatur for aktuelt år [ C] DUTn = laveste 3 døgns middeltemperatur siste n år [ C] I beregningen er det satt at maksimallastens temperaturfølsomhet er 1 %/ C. Det vil si at maksimallasten øker med 1 % per C forskjell mellom DUT inneværende år og DUT10. Prosedyrer for planlagte avbrudd Ved planlagte avbrudd gjennomføres en risikoanalyse av fagfolk på driftssentralen. Denne analysen ser på last og produksjon i nettet før og etter det aktuelle koblingsbildet og vurderer hvordan nettets sårbarhet påvirkes av den aktuelle omkobling. Den kartlagte risikoen dokumenteres og kommenteres i koblingsplanen og eventuelle berørte kunder varsles om avbruddet. Statnett varsles i henhold til gjeldende regelverk. Det pågår i dag et arbeid i NTE Nett AS for å utvikle dagens prosedyrer for planlagte avbrudd. Feilstatistikk og driftsforstyrrelser N-1 kriteriet er ikke oppfylt overalt i NTE Nett AS sitt regionalnett. Dette er heller ikke et mål for NTE Nett AS. Årlige avbruddskostnader er ett av kriteriene i vurderingen om en investering i reserveforsyning er aktuelt. I byene i Nord-Trøndelag har man betydelig innslag av industri og tjenesteytende næring. Feil- og avbruddsstatistikken benyttes som grunnlag for å dokumentere leveringspåliteligheten. NTE Nett AS sin filosofi går ut på at alle byene i Nord-Trøndelag skal ha strømforsyning fra minst to transformatorstasjoner. Dette er begrunnet ut fra en risikobetraktning (risiko = sannsynlighet x konsekvens). Tekniske krav som stilles til aktuelle systemløsninger er: Akseptabel stasjonær spenning (UN 10 % hos sluttbruker) Akseptabel spenningsendring ved inn-/utkobling av anlegg ( 3 %) Ikke overskridelse av termisk grenselast (jf. SINTEF Energi AS sin Planleggingsbok for kraftnett (IEC 1597 ( ))) Akseptabel leveringspålitelighet Når et anlegg har uttjent sin tekniske levetid, må det fornyes (rehabilitering, reinvestering). I den sammenheng må det alltid vurderes om anlegg kan flyttes til et annet sted som er mer gunstig i forhold til dagens lasttyngdepunkt. Mobil transformatorstasjon og mobile aggregat NTE Nett AS har bygd en mobil transformatorstasjon (15 MVA, 66/22 kv) som kan benyttes som reserve for mange av de bestående transformatorer i NTE Nett AS sitt nett. Utstyret 17

21 er permanent montert på en trailertilhenger. Denne kan koples på en trekkvogn og fraktes til aktuelt brukssted i løpet av få timer. Enheten er normalt stasjonert ved Steinkjer transformatorstasjon. I nett med redusert pålitelighet (for eksempel en stasjon uten reserveforbindelse), kan den mobile transformatoren inngå i beredskapsplanene. I noen tilfeller kan man på denne måten finne løsninger som er mer samfunnsøkonomisk optimale enn permanente reserveforbindelser. NTE Nett AS vil vurdere denne muligheten opp mot øvrige planalternativer som kan være aktuelle i områder der leveringspåliteligheten tas opp til vurdering. Ved planlagte avbrudd i distribusjonsnettet benytter NTE Nett AS ofte mobile aggregat for å unngå avbrudd i strømforsyningen til sluttbrukere. Dette dekker imidlertid bare noen få sluttbrukere samtidig, fordi ytelsen på aggregatene er liten. Bruk av mobile aggregat ved planlagte inngrep i regionalnettet er mindre aktuelt. For det første betyr ikke slike inngrep nødvendigvis avbrudd hos sluttbrukere (på grunn av reserveforbindelser). For det andre vil eventuelle avbrudd på grunn av planlagte inngrep i regionalnettet ramme store områder som ikke kan dekkes av mobile aggregat. Det vil likevel bli vurdert å benytte aggregat for å forsyne enkeltkunder også i slike tilfeller. Reaktiv effekt Det tilstrebes lavest mulig uttak av reaktiv effekt fra sentralnettet i tunglast. Produksjon av reaktiv effekt foregår delvis i NTE Energi AS sine kraftstasjoner og delvis i transformatorstasjoner (kondensatorbatterier som er netteiers eiendom). Kondensatorbatteriene er lokalisert i transformatorstasjonene på 22 kv spenningsnivå (tilknyttet via separate effektbrytere). Det blir i liten grad kompensert for reaktiv effekt ute i distribusjonsnettene eller hos sluttbrukerne. 3.4 Forutsetninger for forenklede samfunnsøkonomiske vurderinger Som et grunnlag for samfunnsøkonomiske vurderinger benyttes en publikasjon fra Finansdepartementet [12], samt NVEs veiledningsmateriale for samfunnsøkonomiske analyser [13]. Planleggingen i NTE Nett AS gjennomføres ut fra et mål om å redusere de totale samfunnsøkonomiske kostnadene som følger av et tiltak, herunder: Investeringskostnader Tapskostnader Avbruddskostnader 18

22 Drift- og vedlikeholdskostnader Flaskehalskostnader Ved valg mellom flere alternative systemløsninger velges normalt det alternativ som gir lavest nåverdi av totalkostnaden. Investeringskostnader Investeringskostnader i nettanlegg avhenger typisk av spenningsvalg og kapasitetskrav, samt terrengmessige og klimatiske forhold. I NTE Nett AS sine samfunnsøkonomiske analyser benyttes primært kostnadskatalogen utgitt av REN kombinert med egne vurderinger for å estimere investeringskostnader ved de aktuelle tiltakene i distribusjonsnettet. For regionalnett benyttes en egen kostnadskatalog basert på NVEs vektsystem. Ved større prosjekter tas det eventuelt kontakt med entreprenører og leverandører av utstyr for å verifisere kostnadene. Økonomisk levetid og analyseperiode Den økonomiske levetiden er tiden fra første investering til det tidspunkt de totale årlige kostnadene for erstatningsalternativ er lavere eller lik årskostnaden for det opprinnelige alternativet. I planleggingssammenheng og nettanalyser benyttes vanligvis en økonomisk levetid på 40 år for regionalnettet i Nord-Trøndelag. Som analyseperiode i investeringsanalyser benyttes også 40 år, hvis ikke annet er oppgitt i de enkelte analysene. Teknisk levetid Den tekniske levetiden settes normalt til 50 år. Dette vil variere noe for ulike komponenter og for ulike regioner. Kalkulasjonsrente NTE Nett AS benytter alltid den kalkulasjonsrenten myndighetene foreskriver som krav til avkastning på investeringer. Den benyttede kalkulasjonsrenten er en realrente, noe som betyr at man ikke skal korrigere for inflasjon i analyseperioden. Med bakgrunn i anbefalinger fra Finansdepartementet, benyttes en samfunnsøkonomisk kalkulasjonsrente på 4,0 % [12]. Drifts- og vedlikeholdskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader er avhengig av anleggenes alder, materialvalg, utførelse, klimatiske forhold og lignende. Ved planleggingen av tiltak benyttes typisk en verdi på 1,0-2,0 % av anleggets nyverdi som gjennomsnittlig årlig drifts- og vedlikeholdskostnad over anleggenes økonomiske levetid. 19

23 Tapskostnader SINTEF Energi AS utarbeider med jevne mellomrom en oversikt over tapskostnader til bruk i planleggingssammenheng [8]. Dette gjelder alle spenningsnivåer i nettet. SINTEF Energi AS sine tapskostnader baseres på korttids grensekostnad, det vil si et tapsveid årsmiddel av forventet markedspris på kraft. Framtidige tapskostnader gjenspeiler en forventet utvikling av spotmarkedsprisen. På lang sikt blir da tapskostnaden relatert til langtids grensekostnad for utbygging av ny produksjonskapasitet i Norge, eventuelt kostnad for import av kraft fra utlandet. I beregningen av kostnader for tap i nettet tas det hensyn til både energitapet og effekttapet. Kostnaden for effekttap gjenspeiler i denne sammenhengen den samfunnsøkonomiske kostnaden som oppstår ved at et effekttap medfører økt behov for nettkapasitet samt at dette tapet må erstattes av en tilsvarende effektproduksjon i kraftsystemet. Den ekvivalente årskostnaden for tap beregnes ved hjelp av formel 3. k pekv = k p + k wekv T t (3) Hvor, kpekv = Ekvivalent årskostnad for effekt- og energitap [kr/kw] kp = Kostnad for effekttap [kr/kw] kwekv = Tapsveid kostnad for energitap [kr/kwh] Tt = tapets brukstid [h] Avbruddskostnader Nettkundenes kostnader ved avbrudd i strømforsyningen er et viktig moment som NTE Nett AS legger vekt på i utredningsprosessen. NTE Nett AS har opplysninger om kundesammensetning for alle deler og nivå i nettet registrert i samme database som benyttes som grunnlag for nettberegningene (NetBas). NTE Nett AS gjennomfører alltid en følsomhetsanalyse for å belyse avbruddskostnadenes betydning for valg av planløsning. På NVE sine hjemmesider finnes mer informasjon om KILE-ordningen. 20

24 3.5 Naturgitte forhold i regionen Klimatiske, topologiske og geografiske forhold Utredningsområdet er delvis nokså grisgrendt og omfatter både innlands- og kystområder, flatland, jordbruksbygder og fjell-landskap. Anleggenes tekniske levetid kan være betydelig kortere i kyststrøk (25 30 år) enn i innlandet (40 60 år). Strømforsyning i grisgrendte områder fører ofte til behov for reinvesteringer som gir lav rentabilitet (høy kostnad i forhold til forventet inntekt). I flere områder i Nord-Trøndelag har det vært aktuelt å søke NVE om fritak for leveringsplikten. Dette gjelder områder med fritidsboliger der nettet må fornyes på grunn av høy alder (dårlig leveringskvalitet). Som tidligere nevnt tas klimatiske forhold med i betraktningene for valg av komponenter. Vernede naturområder Det er ingen deler av utredningsområdet som kan karakteriseres som direkte problemområder ut fra naturgitte forhold. Risiko for ekstremvær, ras, flom og trefall Ved økt forekomst av ekstremvær vil overføringsnettet være utsatt. NTE Nett AS har avtaler med lokale firma som for eksempel skogryddere og maskinentreprenører for håndtering av hendelser ved ekstreme kriser. Det er store kvikkleireforekomster i Trøndelag. Figur 3.1 viser områder NVE har ansett som kvikkleiresoner. Kvikkleiresoner er områder som potensielt kan være utsatt for kvikkleireskred. Dette blir hensyntatt av NTE Nett AS i de enkelte prosjekt som pågår i utsatte områder. 21

25 Figur 3.1 Kvikkleiresoner i Trøndelag [14] Figur 3.2 viser en oversikt over områder som er utsatt ved flom. Flomsonekartet viser hvilke områder som kan bli oversvømt i en flomsituasjon. Utvalgte vassdragstrekninger med stort skadepotensiale har blitt kartlagt. Dette blir hensyntatt av NTE Nett AS i de enkelte prosjekt som pågår i utsatte områder. 22

26 Figur 3.2 Flomsoner i Nord-Trøndelag [15] 3.6 Tekniske utfordringer Historiske forhold Ingen av betydning Systemjording Regionalnettet i Nord-Trøndelag drives med spolejordet nøytralpunkt. Dette gjelder også 132 kv nettet i Meråker og Stjørdal som er tilknyttet spolejordet 132 kv nett i Sør- Trøndelag. Distribusjonsnettene drives normalt med isolert nøytralpunkt med hurtig automatisk utkopling ved (jord-)feil i nettet, så fremt jordfeilstrømmene ikke tilsier bruk av jordspole. 23

27 For å få en sikrere utkobling av høy-ohmige jordfeil, og for å redusere antall klager fra nettkunder på grunn av kortvarige utkoplinger ved jordfeil i distribusjonsnettet, har NTE Nett AS installert jordspoler kombinert med selektiv automatisk utkopling på distribusjonsnettet i 24 stasjoner. NTE Nett AS har planer om å installere slikt utstyr i flere stasjoner som forsyner områder med luftnett. Spesielle områder med hensyn til produksjon og forbruk Områdene Meråker, Indre Namdal, Ytre Namdal og Verran har produksjonsoverskudd, mens øvrige områder i planområdet har produksjonsunderskudd. I tunglast er fremdeles total produksjon i nettet lavere enn belastningen. Det er derfor systematisk uttak fra sentralnettet i tunglast. I Nord-Trøndelag er det pr to store industribedrifter. I tillegg er det noen middels store industriområder knyttet til de største byene i fylket. Kunder med krav til høy leveringskvalitet Innenfor utredningsområdet er det to sykehus ett i Namsos og ett i Levanger. Det tas spesielt hensyn til disse i nettdriften og ved eventuelle endringer i nettet. Bortsett fra større industri er det få kunder i utredningsområdet som stiller svært høye krav til leveringskvalitet. Miljømessige restriksjoner Ved planlegging av nye anlegg stilles det strengere krav med hensyn til miljøkonsekvenser nå enn tidligere. Spesielt kan det nevnes at det må tas større hensyn til reindriftsnæringen. Befolkning og areal Befolkningsvekst og næringsutvikling i utredningsområdet er sentrale parametere for utbyggings- og forsterkningsbehov. SSB har på sine hjemmesider både historiske data og prognoser for folkemengden i den enkelte kommune i Norge. For alle kommunene i fylket og dermed også fylket totalt, er det SSB sin framskrivning ved middels nasjonal vekst som er mest sannsynlig. Figur 3.3, Figur 3.4 og Figur 3.5 viser utviklingen i folkemengden i den enkelte kommune i utredningsområdet i perioden Prognoser ved middels nasjonal vekst er benyttet og vist som stiplet linje på figurene nedenfor. Mosvik kommune ble slått sammen med Inderøy kommune og derfor faller antallet innbyggere i Mosvik ned til null etter år 2012 i Figur 3.3. All data er hentet fra SSBs nettsider. 24

28 Figur 3.3 Befolkningsutvikling i kommuner med færre enn innbyggere 25

29 Figur 3.4 Befolkningsutvikling i kommuner med mellom og innbyggere 26

30 Figur 3.5 Befolkningsutvikling i kommuner med mer enn innbyggere Figur 3.6 viser befolkningsutviklingen i utredningsområdet i perioden Tre forskjellige prognoser er presentert: lav, middels og høy nasjonal vekst (jf. SSB). 27

31 Figur 3.6 Befolkningsutvikling i hele utredningsområdet, unntatt Bindal 28

32 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem Dagens kraftsystem er resultat av en utvikling som startet med at fylkestinget den vedtok opprettelse av Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk og bygging av Follafoss kraftverk. Kraftverket kom i drift med to generatorer i 1923 og videre utbygging av kraftsystemet har siden skjedd i takt med økning i produksjon og forbruk. I 1953 fikk Nord-Trøndelag sin første samkjøringsforbindelse med resten av Midt-Norge ved etablering av en 66 kv ledning fra Åsen til Eidum i Stjørdal. Nord-Trøndelag fikk da en tilknytning til 132 kv forbindelsen til Aura-anleggene på Sunndalsøra. Videre utbygging av sentralnett med tilknytningspunkt har ført til at regionalnettet i Nord-Trøndelag i dag er tilknyttet sentralnettet i seks punkt (Kolsvik, Tunnsjødal, Namsos, Ogndal, Verdal og Eidum). Regionalnettet i utredningsområdet driftes hovedsakelig med 66 kv spenning. I underkant av 9 % av regionalnettet driftes på spenningsnivå 132 kv. Regionalnettet har gradvis blitt mer sammenmasket og utbygd med sekundærstasjoner som transformerer ned til 22 kv distribusjonsspenning. Nøkkeltall, figurer og tabeller i det følgende kapittelet er basert på opplysninger hentet ut fra nettdatabasen til NTE Nett AS. 4.1 Komponenter Tabell 4.1 viser en oversikt med noen hovedtall som er trukket ut og viser komponenter i utredningsområdet. Tabell 4.1 Distribusjons- og regionalnettets utstrekning per Beskrivelse Høyspennings luftledninger regionalnett Høyspennings luftledninger distribusjonsnett Høyspennings kabler regionalnett Høyspennings kabler distribusjonsnett Lavspennings luftledninger Lavspennings kabler Nettstasjoner, antall Fordelingstransformatorer, ytelse Fordelingstransformatorer, antall Målte anlegg (sluttbrukere) Utvekslingspunkt regionalnett distribusjonsnett Utvekslingspunkt sentralnett regionalnett Mengde km km 37 km km km km stk MVA stk stk. 43 stk. 6 stk. 29

33 Overføringsnett Regionalnettet i Nord-Trøndelag er bygd ut med to hovedformål: Innmating av produksjon Overføring til forbruk Hovedtyngden av produksjonskapasiteten ligger i den nordlige delen av fylket, mens forbruket er konsentrert i den midtre og sørlige delen. Totalt er det seks tilknytningssteder til sentralnettet (inkludert Kolsvik i Nordland). I regionalnettet utgjør luftledninger 96,7 % av overføringsnettet, mens kabler kun utgjør 3,3 %. Tabell 4.2 viser en oversikt over luftledninger i utredningsområdet. Tabell 4.2 Luftledninger i regionalnettet spenningsnivå og lengder pr Spenning [kv] Eier Lengde [km] Lengde [km] NORSKE SKOG SKOGN AS 46,458 NTE ENERGI 11, NTE NETT AS 862,917 TRØNDERENERGI NETT AS 49,047 SAREPTA 19,592 TOTALT 66 kv 989, NTE ENERGI 4,639 NTE NETT AS 86,788 TOTALT 132 kv 91,427 Sum 1 080,998 Tabell 4.3 viser en oversikt over regionalnettskabler i utredningsområdet. Tabell 4.3 Kabler i regionalnettet spenningsnivå og lengder pr Spenning [kv] Eier Lengde [km] Lengde [km] NORSKE SKOG SKOGN AS 1, NTE ENERGI 1,866 NTE NETT AS 26,963 TRØNDERENERGI NETT AS 0,063 TOTALT 66 kv 30, NTE ENERGI 1,985 NTE NETT AS 4,645 TOTALT 132 kv 6,630 Sum 37,229 Generatorer Det er totalt 79 kraftverk med til sammen 128 generatorer installert i Nord-Trøndelag per Av de 128 generatorene er 29 vindmøller. Total installert ytelse er 961 MVA. 30

34 Tabell 4.4 viser en oversikt over hvilket nettnivå generatorene i utredningsområdet er tilknyttet. Tabell 4.4 Generatorer i Nord-Trøndelag og Bindal pr Nettnivå for tilknytning Antall Total ytelse [MVA] Regionalnett og Sentralnett ,95 Høyspennings distribusjonsnett 50 91,843 Lavspennings distribusjonsnett 25 1,677 Sum ,47 Transformeringsdata En oppsummering av transformeringskapasiteter i utredningsområdet er vist i Tabell 4.5. Tabell 4.5 Transformeringskapasiteter i Nord-Trøndelag og Bindal pr Toviklingstrafo. Treviklingstrafo. Totalt Transformering til Antall Transformatorkapasitet [MVA] Antall Transformatorkapasitet [MVA] Antall Transformatorkapasitet [MVA] Regionalnettet 1 70, ,0 Distribusjonsnettet , ,0 Industri 1 20, ,0 Til produksjon , ,4 På lager 6 131, ,1 Sum , ,5 Når det gjelder transformeringen til distribusjonsnett, har NTE Nett AS funnet det teknisk og økonomisk riktig å bygge flere relativt små stasjoner i de mer tettbygde strøkene i fylket, fremfor å samle all transformeringen i store stasjoner. Reservemating er i stor grad lagt til distribusjonsnettet. Dette gir korte matelengder og lave tap i det høyspente distribusjonsnettet. Denne filosofien gjenspeiler seg i størrelsen på transformatorstasjonene. Figur 4.1 viser hvordan ytelsen på de 54 transformatorene som står mellom regionalnett og distribusjonsnett fordeler seg. Som figuren viser har 74 % en merkeytelse på 15 eller 25 MVA, mens ingen har merkeytelse over 40 MVA. 31