Manuell kartlegging av småkraftpotensial i Luster kommune. Delvis basert på NVEs digitale kartlegging i 2004.

Transkript

1 Manuell kartlegging av småkraftpotensial i Luster kommune Delvis basert på NVEs digitale kartlegging i Norges vassdrags- og energidirektorat 2006

2 Rapport nr Beregning av potensial for små kraftverk i Luster Utgitt av: Ansvarlig: Forfatter: Norges vassdrags- og energidirektorat Torodd Jensen Anders Korvald (NVK Multiconsult AS), Jan Slapgård, Erik Juliussen Trykk: NVEs hustrykkeri Opplag: 20 Forsidefoto: ISSN: ISBN: Sammendrag: NVE har utviklet en metode for digital ressurskartlegging av små kraftverk mellom 50 og kw. Metoden bygger på digitale kart, digitalt tilgjengelig hydrologisk materiale og digitale kostnadsfunksjoner. For å etterprøve denne kartleggingen er det gjort en manuell kartlegging i Luster kommune delvis basert på de samme forutsetningene som er brukt i den digitale kartleggingen. Emneord: I den digitale kartleggingen er det funnet nærmere 100 prosjekter med et potensial på 600 GWh/år under 3 kr/kwh i utbyggingskostnad. I denne manuelle kartleggingen har vi funnet 53 prosjekter med samlet produksjon på ca. 680 GWh/år med investeringskostnad under 3 kr/kwh. Mange prosjekter er blitt dyrere og delvis over 3 kr/kwh, men i tillegg er det funnet en del prosjekter som ikke er kommet frem ved GIS-kartleggingen. små kraftverk, potensialberegning, produksjon, kartlegging Norges vassdrags- og energidirektorat Middelthunsgate 29 Postboks 5091 Majorstua 0301 OSLO Telefon: Telefaks: Internett: Juli Mai

3 Innhold Forord...4 Sammendrag Bakgrunn Innledning NVEs digitale kartlegging Manuell kartlegging i Luster kommune Målsetning Grunnlag GIS - kartleggingen Befaring Tekniske forutsetninger Økonomiske forutsetninger Miljømessige forutsetninger Status for andre vannkraftplaner i Luster Resultat Kort omtale av enkelte vassdrag Oppsummering av resultat Anbefalinger ved oppdatering av GIS kartlegging Vedlegg...42 A. Tabell over alle prosjekter kartlagt via NVEs digitale metode B. Kart og prosjektark for hvert kraftverk Tegnforklaring kart

4 Forord I tråd med Olje og Energidepartementet sin strategi fra 2002 for å øke utbyggingstakten for små vannkraftverk i Norge har NVE satt i gang en rekke FoU prosjekter for å legge rette til en slik utvikling. Et av disse prosjektene er kartlegging av potensialet for utbygging av mikro og minikraftverk under 1 MW og småkraftverk opp til 10 MW. Som et ledd i dette arbeidet etablerte NVE en tverrfaglig arbeidsgruppe med spesiell vekt på geografisk informasjonssystemer (GIS), vannkraft og økonomi. Det ble utviklet et GIS verktøy for digital kartlegging av vannkraftverk. Metoden bygger på digitalt kartverk, hydrologi og kostnadsdata. I 2004 ble det gjennomført en potensialkartlegging med dette GIS verktøyet og resultatet viste et potensial på 18 TWh med en spesifikk utbyggingskostnad under 3 kr/kwh. Når denne kostnadsbegrensningen ble økt til 5 kr/kwh økte potensialet med 7 TWh. Prosjekter som kommer i konflikt med tidligere kjente prosjekter i Samlet Plan eller berører områder vernet mot vannkraftutbygging er ikke medregnet. Luster kommune var den kommunen med høyeste potensial på 600 GWh med spesifikk utbyggingskostnad under 3 kr/kwh og ca 100 GWh med utbyggingskostnad mellom 3 og 5 kr/kwh. Det er nærmere 100 prosjekter under 3 kr/kwh. GIS metoden viser et potensial som nødvendigvis vil være beheftet med feil fordi metoden inneholder forenklinger. For eksempel er ikke eiendomsforhold eller miljøskader tatt hensyn til, og mangel på nettkapasitet vil øke kostnader og begrense utbyggingsmulighetene. Den digitale kartlegginga kan imidlertid brukes som første identifisering for videre planarbeid. For eksempel vil resultatet være nyttig i arbeidet med lokale energiutredninger og for kommunene i deres arbeid med arealplaner. En individuell studie av løsning og lokale forhold spesielt grunnforhold og miljø, og andre forhold som bedret kostnadsgrunnlag og teknologiutvikling vil gi grunnlag for endring i potensialet. Denne rapporten inneholder resultatene fra en manuell kontroll av den digitale kartleggingen i Luster kommune. Antallet prosjekter som ble påvist ved GIS metoden er nesten halvert, samtidig har energipotensialet økt noe. Denne økningen kan tilskrives 7 nye prosjekter som ble funnet. Dette er hovedsakelig kraftverk med lavt fall, mens det er vanligst med store fallhøyder i Luster. Ser man bort fra disse nye prosjektene er energipotensialet tilnærmet uforandret fra den digitale kartleggingen selv med et betydelig redusert antall kraftverk. GIS kartleggingen ga mange kraftverk i serie, som ved manuell vurdering er slått sammen. Mange veldig små kraftverk er derfor blitt til færre, men større, og produksjonspotensialet er tilnærmet likt. Oslo, mai 2006 Marit Lundteigen Fossdal avdelingsdirektør Torodd Jensen seksjonssjef 4

5 Sammendrag NVE er de siste par år tilført midler for å støtte FoU - prosjekter med formål blant annet å øke kunnskapen om potensialet for små kraftverk under 10 MW. For ressurskartlegging av nye små kraftverkprosjekter i vassdrag der tidligere kartlegginger, som Samlet plan for vassdrag, ikke har registrert prosjektmuligheter, har NVE utviklet en ny metode for automatisk ressurskartlegging av små kraftverk. Metoden bygger på digitale kart, digitalt tilgjengelig hydrologisk materiale og digitale kostnadsmanualer. Det er utviklet en automatisk metode ved bruk av GIS (Geografisk Informasjonssystem) til å identifisere interessante fall. Ved hjelp av NVEs GIS - og vannkraftkompetanse har det vært mulig å komme fram til resultater som viser muligheten for småkraftverkproduksjon i landets vassdrag. Det er sett på kostnadsnivå under 5 kr/kwh (investering) og under 3 kr/kwh. Samlet har NVE funnet ca. 18 TWh med investering under 3 kr/kwh. I tillegg kommer ca. 7 TWh fra Samlet plan slik at potensial for små kraftverk under 10 MW med investeringsgrense 3 kr/kwh er ca. 25 TWh. Fra GIS kartleggingen kan vi se at potensialet mellom 3 og 5 kr/kwh investeringsgrense er i overkant av 7 TWh. Av dette potensialet anser NVE det er mulig at 5 TWh kan bygges ut i løpet av en 10-års periode. Denne rapporten beskriver en manuell kvalitetssikring av den digitale potensialkartleggingen for Luster kommune, som var den kommunen hvor det påviste potensialet var størst. For å få et riktig sammenligningsgrunnlag benytter GIS - metoden og den manuelle metoden i all hovedsak de samme forutsetningene. Disse forutsetningene beskrives i rapporten, dessuten beskrives svakheter med begge metoder og forslag til forbedringer. Vernede områder (vassdragsvern, nasjonalparker, landskapsvern) er holdt utenfor planområdet. En ressurskartlegging gjøres for å øke kunnskapen om energivolumet fra ulike energiteknologier. En ressurskartlegging er ikke en prosjektplanlegging der resultatet kan brukes til konsesjonssøknad og bygging. Identifiserte prosjekter fra denne studien er et grunnlag for videre studier som tar opp mangler denne ressurskartleggingen har, som for eksempel eiendomsforhold og miljøforhold. Ved at allmennheten får kjennskap til ressursen kan NVE også få tilbakemeldinger som muliggjør korreksjoner. En ressurs vil endre seg over tid etter bedret lokal kunnskap, teknologi-, kostnads- og markedsutvikling. Det er derfor en kontinuerlig prosess å arbeide med ressursoversikter. GIS - metoden som er utviklet for dette arbeidet muliggjør en enklere oppdatering enn det manuelle metoder gir rom for. I Luster kommune er det i den digitale kartleggingen funnet nærmere 100 prosjekt med et potensial på 600 GWh/år under 3 kr/kwh i utbyggingskostnad. I denne manuelle kartleggingen har vi funnet 53 prosjekter med samlet årsproduksjon på ca. 680 GWh med investeringskostnad under 3 kr/kwh. En del prosjekter som tidligere ble kostnadsberegnet til under 3 kr/kwh er blitt dyrere fordi metoden ikke tok hensyn til om det var realistisk å legge rørgate i det aktuelle terrenget. Potensialet totalt sett er derimot blitt større. To prosjekter som inngår i de 680 GWh er større enn 10 MW. De utgjør til sammen 114 GWh, men begge kan bygges ut som to småkraftverk under 3 kr/kwh selv om kostnaden øker. En litt for høy utnyttelse av tilsiget (70%) reduserer imidlertid det reelle potensialet både i den digitale og den manuelle kartleggingen. 5

6 1 Bakgrunn 1.1 Innledning NVE har de siste årene fått tilført midler for å støtte FoU - prosjekter med formål å øke kunnskapen om potensialet for småkraftverk og utvikle teknologi og kunnskap for en mer effektiv og miljømessig god utnyttelse av ressursen. Resultatet av GIS - kartleggingen viser et potensial på 25 TWh med utbyggingskostnad under 3 kr/kwh. Potensialet framkommer av et stort antall registrerte fall for småkraftverk fra 50 kw til kw som alle er identifisert på kart. 7 TWh av dette potensialet er kjent fra arbeidet med Samlet plan. Antall konsesjonssøknader er allerede stort og dette gjør det realistisk å anslå ca 5 TWh ny kraft fra småkraftverk i en ti års periode. For å etterprøve den digitale kartleggingen ble Luster Kommune valgt som referanseområde, her har man gjennomført en manuell kvalitetssikring av prosjekter identifisert i den digitale kartleggingen. I tillegg er kommunen undersøkt for prosjekter hvor GIS metoden ikke har gitt utslag. Hensikten har vært å avdekke eventuelle systematiske feil for derigjennom å komme med forslag til forbedring av den digitale metoden. Resultatet av denne manuelle kartleggingen presenteres i denne rapporten. En ressurskartlegging gjøres for å øke kunnskapen om energivolumet. En ressurskartlegging er ikke en prosjektplanlegging der resultatet kan brukes til konsesjonssøknad og bygging. Identifiserte prosjekter fra denne studien er et grunnlag for videre studier som tar opp mangler denne ressurskartleggingen har, som for eksempel eiendomsforhold og miljøforhold. En ressurs vil endre seg etter bedret lokal kunnskap, teknologi-, kostnads- og markedsutvikling. 1.2 NVEs digitale kartlegging NVE gjennomførte i 2004 en digital kartlegging av potensialet for småkraftverk i hele landet. Rapporten beskriver en meget stor ressurs. For investering med kostnad under 3 kr/kwh er denne 25 TWh. Det er kartlagt et potensial på 7 TWh med investeringskostnad mellom 3 og 5 kr/kwh. Luster kommune er den kommunen i landet som har det største potensialet for småkraftverk. I tillegg er både kommunen og det lokale e-verket (områdekonsesjonæren) engasjert i utvikling av småkraftverk. Ved den digitale kartleggingen har følgende potensial blitt kartlagt i Luster kommune: Mikro/mini (<1000 kw) Små (1-10 MW) Totalt Under 3 kr/kwh Antall Produksjon kr/kwh Antall Produksjon Totalt Antall Sum Produksjon (GWh/år)

7 I tillegg er det i kommunen et potensial i Samlet Plan på 156 GWh/år. Hovedsakelig er dette overføringer (takrenner) til eksisterende kraftverk. Dersom dette Samlet Plan potensialet ikke blir realisert vil det øke småkraftverkspotensialet i kommunen betydelig. NVE har erfart at flere av prosjektene mellom 3 og 5 kr/kwh vurderes som interessante for grunneiere, også noen over 5 kr/kwh arbeides det med. Dette skyldes flere årsaker: Den tekniske løsningen som er valgt gjennom kartleggingen er ikke en optimal utnyttelse av vannressursen. En manuell vurdering gir et gunstigere teknisk/økonomisk prosjekt. Kraftproduksjonen skal dekke eget forbruk og da muliggjør det investeringer over 3-5 kr/kwh. Det er mange faktorer som spiller inn hvis man skal realisere et småkraftprosjekt; elkraftprisen, prosjektkostnad, egen kompetanse, evne til å reise nødvendig kapital etc. I tillegg til dette kommer vurderinger av usikkerhet med hensyn til drift, rentekostnader, vanntilsig og kraftpris. Andre ikke-teknisk/økonomiske barrierer er imidlertid årsak til at mange prosjekter er mindre aktuelle. Først og fremst gjelder det de miljøinngrep de forårsaker og forholdet til kommunale arealplaner kan blokkere eller gi avskallinger av et prosjekt. Selv om det er registrert at mange eiere samarbeider om prosjekter, er det også mange eksempler på at uenighet mellom eiere utgjør en alvorlig barriere for de som ønsker å bygge ut et fall de eier sammen med andre. Når alle forhold er avklart har man kanskje fortsatt en alvorlig barriere knyttet til kapasiteten i 22 kv nettet. Uten ledig kapasitet vil dette kunne øke kostnaden slik at prosjektet kan bli ulønnsomt. 1.3 Manuell kartlegging i Luster kommune Basert på den digitale kartleggingen er det her gjennomført en manuell kartlegging i samarbeid med lokale aktører for å identifisere en del problemstillinger slik at videre planarbeid konsentreres om de prosjektene som har størst mulighet for å bli realisert. I samarbeid med Luster kommune har NVE utført en slik studie i Luster. Alle prosjekter i Luster under 3 kr/kwh er vist i Figur 1. Hovedsakelig er det lokalisert i Fortun, Jostedalen og Veitastrond. 7

8 Figur 1 Lokalisering av prosjekter under 3 kr/kwh i Luster (NVE). En del av kommunens areal har ingen røde prikker. Det kan skyldes at området eller vassdraget er vernet eller er allerede utbygget. Nasjonalparker, verneområder og vassdrag vernet mot kraftutbygging er ikke med i den digitale kartleggingen, ei heller i denne manuelle kartleggingen. I tillegg finnes det også noen Samlet plan prosjekter som er utredninger av nye vannkraftprosjekter opp til forprosjektnivå. Samlet plan er mer omfattende og mer pålitelig enn den ressurskartleggingen som nå er gjort for landet. Derfor er det valgt å beholde prosjekter fra Samlet plan i ressursoversikten der det ble kollisjon med prosjekter fra GIS kartleggingen. Dette gjelder både for små og store prosjekter. Dersom disse ikke blir aktuelle vil potensialet for småkraftverk i kommunen øke. NVE har digitale datasett for utbygde vannkraftverk med installasjon større eller lik 1000 kw. Datasettet inneholder lokalisering av alle vannkraftverk, vannveier, inntak og dammer. I tillegg er alle innsjøer som er regulert til bruk i vannkraftverk over 1000 kw registrert som magasin med magasinopplysninger knyttet til. Til hvert inntak og magasin er nedbørfeltet som drenerer til punktet definert som et delfelt. I Norge er det registrert i vannkraftverk over 1000 kw, hvorav 257 stykker er småkraftverk med en samlet årsproduksjon på 4,5 TWh. I Luster er det flere eksisterende kraftverk som har store reguleringer og takrenneprosjekter. Potensialet for småkraftverk i disse områdene er selvfølgelig begrenset, men en del prosjekter er 8

9 funnet både oppstrøms og nedstrøms eksisterende inntak. I den videste definisjonen på Opprusting/utvidelse - prosjekter (O/U) inngår disse. Ikke-tekniske barrierer for prosjektutvikling er i mindre grad tatt hensyn til. Det gjelder eksempelvis grunneierforhold, kapitalbehov og delvis miljøforhold. Prosjekter som helt opplagt er konfliktfylte rent miljømessig er med i ressurskartleggingen, men konflikt(ene) der disse er kjent er omtalt under beskrivelsen av hvert prosjekt som ligger i vedlegg. 1.4 Målsetning Målsetningen med den digitale ressurskartleggingen har vært å beregne et mulig potensial for små kraftverk. Omfanget av oppgaven har medført at dette måtte gjøres på et relativt grovt nivå. Beregningene er utført automatisk vha digitalt kartverk/gis, og med visse manuelle korreksjoner i etterkant. Hovedmålsetningen ved denne manuelle kartleggingen er en sammenligning med den digitale kartleggingen. Det er derfor viktig at mange av forutsetningene som er gjort i den digitale kartleggingen også benyttes i den manuelle kartleggingen. Resultatet av rapporten kan likevel brukes til å identifisere interessante elver/bekker som kan gi realistiske vannkraftprosjekter. 9

10 2 Grunnlag 2.1 GIS - kartleggingen GIS - kartleggingen er et grunnlag for denne ressurskartleggingen. Grunnlaget for utnyttelse av et vassdrag til kraftproduksjon er tilgjengelig vannføring og et fall (høydeforskjell) fra inntak til kraftverk. I beregning av potensialet ønsket man å finne alle fall i norske elver hvor kraftverk mellom 50 kw og kw ble vurdert. I tillegg er kostnadene ved bygging estimert. For datagrunnlag og metoder henvises det til NVE - Rapport 19/2004. Teknisk/økonomiske forutsetninger som også er et grunnlag for den manuelle kartleggingen gjennomgåes i kapitel Befaring I månedsskiftet juni/juli 2004 ble det utført befaring i Luster kommune i forbindelse med kartleggingen av små kraftverk. Vassdragene som ble befart i felt var 075 Fortunvassdraget, 076 Årøyvassdraget og 077 Jostedøla. Deltagere på befaringen var representanter fra Luster kommune, Luster energi, Fylkesmannen i Sogn og Fjordane og NVE. Under befaringen var man også i kontakt med grunneiere som ønsket å utnytte sine fall til kraftproduksjon. Tilsvarende ble det gjennomført en befaring i august 2005 der representanter fra NVE og Tobjørn Tuften fra Luster Energiverk AS deltok. Erfaringen man sitter igjen med etter befaringene, er at kartlegginga ut fra ressurshensyn virker fornuftig og lokaliserer potensielle kraftverk godt. Mange av prosjektene som ble befart var allerede blitt vurdert av grunneieren. Uavklarte grunneierforhold var noen steder et problem og kunne medføre en mindre utbygging enn den optimale sett fra et ressurshensyn. Andre steder viste det seg at der kartleggingen har prosjekter med forholdsvis høy fallhøyde, ønsker grunneier å bygge kraftverk med litt mindre fall. Liten kapasitet på fordelingsnettet er et annet forhold som kom frem under befaringen. Det gjelder de fleste områder som er aktuelle for utbygging av små kraftverk. Fordelingsnettet er i hovedsak konstruert for å forsyne kunder og ikke dimensjonert for å ta imot til dels store mengder kraft. Fra Luster kommune viser det seg at også et lite antall utbygginger av små kraftverk vil føre til at nettet må oppgraderes. Dette er kostnader som vil bli lagt på utbygger av små kraftverk, men kommer ikke frem i kartleggingen. 2.3 Tekniske forutsetninger Topografi Kartleggingen er basert på kart utarbeidet av Statens kartverk (SK) på grunnlag av terrenginformasjon fra kartdata i 1: som inneholder 20 m koter. Ved en manuell kartlegging vil det være mulig å bruke økonomiske kart i målestokk 1:5000 og 1: som ligger inne på SK Norgesglasset eller NIJOS. For plassering av inntak, rørgate og kraftstasjon er dette grunnlaget delvis benyttet her. Vannveien går i rett linje mellom inntak og kraftstasjon i den digitale kartleggingen. Der elva gjør en sving vil traseen for vannveien måtte oppfattes som 10

11 tunnel. I kostnadsberegningen i GIS - kartleggingen ligger imidlertid rørgatekostnader til grunn. For å finne potensialet for små kraftverk har det vært nødvendig å sette grenser for hva som skal analyseres. Alle strekninger med fall ned til 1:25 blir inkludert. Fallhøyden er begrenset til området 10 m m Geologi I den digitale kartleggingen tas det ikke hensyn til grunnforholdene. Hvorvidt vannveien blir gående i steinrøys, myr eller over blanke fjellet er ikke tatt hensyn til i kostnadsberegningene. I mange tilfeller vil eneste mulighet være vannvei i fjell. I den manuelle kartleggingen antas god fjellkvalitet, men noen problemer med sprakefjell kan nok forventes Hydrologi NVE har beregnet årsavrenningen og presentert den på NVE Atlas. Dette benyttes både av den digitale og den manuelle kartleggingen. Datasettet gir årsmiddelverdier for avrenning for normalperioden Avrenningskartet har en nøyaktighet på ca. 25 % beregnet i små felt under ca. 10 km 2. Usikkerheten varierer i landet og er avhengig av tilgangen på nedbørdata. Resultatet i målte felt er korrigert mot måleverdier. Usikkerheten er derfor størst i umålte felt. Slukeevnen på kraftverket begrenser hvor mye vann som kan utnyttes til energiproduksjon. I flomperioder vil stasjonen kunne gå for fullt, men likevel fosser vannet forbi inntaket. Tilsvarende kan tilsiget bli for lite, slik at stasjonen bør stoppes. For en Francis-turbin ligger det i området 10-30% av slukeevne, mens den for en Peltonturbin ligger i området 2-10% av slukeevnen. Er det imidlertid litt lagringsvolum i inntaksmagasinet, kan også dette vannet utnyttes ved start-/stoppkjøring. I den digitale beregningen er det antatt 70% utnyttelse av totalt tilsig i hele landet. Basert på vannmerker i området (Fondøla, Feigumfoss og Krokenelv), så ligger maksimalt utnyttbart vannvolum på hhv. 67, 61 og 63%. Disse vannmerkene representerer typiske små felt med rask avrenning (Q mid = 1,2-2,2 m 3 /s). Et større felt med god dempning (eventuelt nedstrøms regulert magasin) som for eksempel vannmerket ved Veitastrandvatn gir en maksimal utnyttelse på 75%. Varighetskurver indikerer derfor at 65% utnyttelse vil være mer realistisk for prosjektene i Luster. En økningen av slukeevnen utover 1,5 ganger midlere tilsig kan gi en større utnyttelse, men ikke nødvendigvis dersom turbinen må stanses ved lave tilsig Teknisk dimensjonering Slukeevne 65% utnyttelse av tilsiget forutsetter Peltonaggregat. Med et Francisaggregat og uten skvalpemagasin i inntaket kan denne utnyttelse synke under 50 %. En løsning som noen velger er et stort Francisaggregat og et lite Peltonaggregat. Dette må gjenspeiles i kostnadsberegningen. For å kunne sammenligne med den digitale kartleggingen har vi lagt til grunn 70% utnyttelse, men virkningen på potensialet av en lavere utnyttelse, eksempelvis 65% bør brukes for å få reell produksjon i de enkelte prosjekt. 11

12 I den digitale kartleggingen er det satt en grense på midlere vannføring i området 0,05-25 m 3 /s for hva som skal analyseres og at turbinens slukeevne er valgt lik 1,5 ganger midlere vannføring. Forutsetningen om at 1,5 ganger midlere vannføring er optimal slukeevne benyttes også i den manuelle kartleggingen. Rent teknisk/økonomisk finnes optimal installasjon når marginalkostnaden er lik marginalinntekten, og ikke den som gir lavest utbyggingskostnad. Her er det imidlertid mange faktorer som spiller inn. Optimal slukeevne finnes best ved nåverdiberegning av inntekter og utgifter, se også Kap For hvert prosjekt kan det være beskrankninger som gjør at optimal installasjon blir lav (nett: større installasjon medfører utskifting av linje) eller det kan være valg av teknologi (tunnel: marginal kostnadsøkning ved økt vannføring). Størrelsen på stasjonen har mye å si for hva som er optimal slukeevne. Magasinstørrelsen er også viktig. Den kan avgjøre hvilke produksjonsstrategier som er mulig, og vil dermed ha stor innflytelse på hva som er optimal slukeevne. Fjellanlegg tilsier større optimal slukevne. Figur 2 viser typisk erfaringstall om optimal slukeevne for daganlegg som funksjon av størrelsen. 2,00 1,00 1,75 0,95 Qsluke/Qmidl 1,50 1,25 1,00 0,75 0,50 0,25 Optimal slukeevne Totalvirkningsgrad 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 Virkningsgrad 0, Effekt (kw) 0,50 Figur 2 Optimal slukeevne og aggregatvirkningsgrad (Aggregat = turbin, generator og transformator). Generelle erfaringsdata (Kilde: NVK Multiconsult). Ved å bruke 1,5 ganger midlere tilsig har modellen trolig ikke funnet potensialet for de minste kraftverkene ettersom de blir veldig dyre. Eksempelvis har ikke modellen funnet det lønnsomt å bygge kraftverk der det allerede finnes mini/mikrokraftverk i Luster (4 eksisterende). Potensialet som er kommet fram ved den digitale kartleggingen for prosjekter under 500 kw kan derfor øke ved en konkret vurdering. Eksempelvis er det gjort en beregning for Skåldøla i Jostedalen (075.z_96) som viser lavere spesifikk utbyggingspris for en installasjon på 0,5-1,0 ganger midlere tilsig, jf. Tabell 1 12

13 Tabell 1: Foreslått sammenheng mellom midlere tilsig og slukeevne. Effekt (kw) Q/Qmid 1,5 1,0 0,5 kr/kwh 2,57 2,36 2,52 Antall mikro-/minikraftverk under kw forventes å øke mye dersom det kjøres en ny kartlegging med kurvene over. Figur 2 er imidlertid ikke noe absolutt kurve. Eksempelvis er hydrologien en viktig input i hva som er optimalt. I Luster kommune vil det ved større kraftverk (>1500 kw) trolig være optimalt å installere turbiner med slukeevne på oppunder 2 ganger midlere vannføring og da blir utnyttelsen nærmere 70% tilsiget. Virkningsgrader og falltap I den digitale beregningen er det benyttet en flat virkningsgrad lik 0,81. Denne inkluderer falltap i vannvegen. For uregulerte kraftverk vil en stor andel av produksjonen foregå ved full slukeevne. Da har turbin og generator relativt god virkningsgrad, men falltapet er på topp. For en turbin (over 1 MW) vil virkningsgraden være typisk 90% ved maksimal slukeevne. For en generator (over 1000 kva) vil virkningsgraden være typisk 95% ved maksimal last og for en transformator ligger virkningsgraden på ca 99% Antas et falltap på 5% av bruttofallet så blir total virkningsgrad 80,4. Et falltap i størrelsesorden 3-5% er vanlig. En virkningsgradsfaktor på 0,81 er derfor akseptabelt for småkraftverk over 1 MW, men spesielt for de minste blir dette for høyt, se Figur 2 i kapittel foran der totalvirkningsgrad er plottet (ekskl. falltap). Planlagte driftsstanser (revisjon) og ikke-planlagte driftstanser (typisk nettutkobling, tett inntak) bør inkluderes i en produksjonsberegning. Her vil det være stor variasjon typisk 1-5% av tiden, for eksempel vil planlagte driftstanser kunne utføres ved vinterstans Kostnadsberegninger I forbindelse med Samlet plan har NVE fått utarbeidet kostnadsgrunnlag for å beregne gjennomsnittlige utbyggingskostnader til et prosjekt. Når alle bruker det samme kostnadsgrunnlaget kan en vurdere prosjektene opp mot hverandre på like vilkår. For denne kartleggingen har en benyttet NVE Håndbok nr. 2/2000 Kostnadsgrunnlag for mindre vannkraftverk ( kw) samt NVE Håndbok nr. 3/2000 Kostnadsgrunnlag for vannkraftverk for turbin og elektrotekniske driftsmidler i kraftverk større enn 5000 kw. Prisnivå er pr Usikkerheten i kostnadsgrunnlaget er på +/- 20 %, og generelt er kostnadsgrunnlaget konservativt. I de tilfellene et prosjekt faller utenom dekningsområdet til en kostnadskurve benyttes grenseverdien for kostnadskurven. Til bruk i denne ressurskartleggingen er det laget kostnadsfunksjoner i Excel basert på ovennevnte kostnadsgrunnlag. 13

14 Selv om kostnadsgrunnlaget generelt er konservativt så har kostnadene blitt underestimert i den digitale kartleggingen for prosjekter i Luster: 1. Kostnadskurven for kraftstasjoner i dagen er for lave ved høye trykk. 2. Metoden ser ikke om man må ha vannvegen i fjell. Kostnadskurver for rørgater er benyttet. 3. Vannvegen (rørgata) går i rett linje og horisontalt mellom inntak og utløp, noe som gir kortere vannvei enn man vil få i virkeligheten. 4. Tilsvarende går veg og kraftlinje i rett linje mellom stasjon og nærmeste veg/linje (se under). For pkt. 1 overfor gjøres det ingen endringer, men for pkt. 2-4 gjøres det endringer i denne manuelle kartleggingen. Generelt er kostnadsgrunnlaget inkludert rigg- og driftskostnader på 20 %, men denne kan variere mye og vil også variere med egeninnsatsen (som også har en kostnad) ved bygging av et anlegg. Spesielt dersom inntak bygges eller rør må legges ved hjelp av helikopter så vil denne kostnaden bli underestimert i den digitale kartleggingen. I den manuelle kartleggingen er det lagt inn noe ekstra for helikoptertransport. I leverandørmarkedet for små kraftverk er det til dels store prisforskjeller på utstyrsiden som avhenger av kvaliteten, utstyrsomfang og hvor det er produsert. Kostnadsgrunnlaget er fra Dagens kostnader er både høyere og lavere avhengig av hva slags komponent det er snakk om. Spesielt tunnelkostnadene har blitt høyere de siste 5 årene pga. et presset marked ved mye veitunnelbygging. En prisøkning på 20-30% kan forventes, mens bygg for øvrig har økt ca 10-20%. Prisen for GRP-rør har økt ca 10%, mens stålrør har økt nærmere 50%. Prisen på den største komponenten elektromekanisk utstyr i stasjonen, har derimot holdt seg flatt eller sunket ned mot 20% avhengig av hvilken turbintype og størrelse det dreier seg om Løsning Den digitale kartleggingen ser ikke om to kraftverk eller vassdrag ligger nært hverandre. To separate inntak, delvis felles vannveg og kraftstasjon reduserer kostnaden. Tilsvarende vil felles veg og linje redusere kostnadene dersom det kan samkjøres og det er nødvendig med tiltak på veg og linje. I den manuelle kartleggingen er det lagt vekt på en realistisk teknisk løsning. Valg av vannvei er i Luster avgjørende for kostnadene. Rørgatekostnader uten korreksjon for grunnforhold ligger tilgrunn i GIS - kartlegginga. Rør kan graves ned uten spesiell forankring for helning opp til grader (1:3). I blokkrik ur og fjell øker kostnaden. Fritt opplagt rørgate på fundamenter kan legges mye brattere så lenge rør og fundament kan forankres i fjell. I bratt trasé uten vegadkomst kan rørmontasje foregå enten ved vinsjing på skinner (oppå rørfundamentene) eller vhja. helikopter. Det er stor variasjon i vannvegskostnader, men valg av vannveg er ikke bare et kostnadsspørsmål, i så fall hadde kanal øverst og rørgate nederst vært en klassisk løsning. Der det er mulig så bør man imidlertid tilstrebe det. I Luster vil ikke det være mulig mange plasser. Figur 3 viser en prinsippskisse for kostnader per løpemeter vannveg: 14

15 Kostnad (kr/lm) *) Råsprengt tunnel 3000 Boret tunnel 2000 Stål-rør inkl. graving (PN20) GUP-rør inkl. graving (PN16) 1000 Kanal Vannføring (m 3 /s) *) basert på NVEs kostnadgrunnlag fra 1/ Figur 3 Kostnader per løpemeter for ulike typer vannveger. Ved større vannføringer (store rørdiametre) og vanskelige grunnforhold/bratt terreng nærmer total rørgatekostnad seg tunnelkostnader som danner et slags tak dersom det er mulig å sprenge vannvegen i tunnel. Spesielt ved høye trykk blir det mindre forskjell på rørgate og tunnel. Ett fjellanlegg kan imidlertid forvares selv om rørgate er billigere. Fordeler med tunnel kan være: Mindre synlige inngrep (ingen synlig rørgate eller mindre vegbygging) Inntak og dam kan eventuelt bygges via tunnel Redusert falltap Mindre drifts- og vedlikeholdskostnader Ulemper er at kostnader ved rørgate er mer forutsigbar og risiko ved kostnadssprekk er mindre enn ved en tunnel. For prosjekter i Luster vil det være stor trykkhøyde og liten vannføring og der det er mulig tilstrebes det lagt rør fordi det er billigst. En rangering av løsning ut fra kostnadsmessige hensyn i Luster vil være: 1. Stasjon i dagen og rørgate (enten nedgravet eller på fundament) opp til inntaket. 2. Stasjon i dagen og rørgate opp lia i det nedre slake partiet, rør inn til propp og deretter tunnel opp til inntaket. 3. Stasjon i dagen, rør lagt på fundamenter i tunnel inn til propp (kan bli langt) deretter tunnel videre (1:7) og tilslutt boret hull opp til inntaket. 4. Adkomsttunnel inn til kraftstasjon i fjell. Utløpstunnel, kort rør inn til propp deretter tunnel videre (1:7) og tilslutt boret hull opp til inntaket. 15

16 Dette er dagens teknologi. Utvikling av nye boreteknikker vil kunne medføre enklere og billigere løsninger. Jo større prosjektet er i MW jo mer fjellarbeider kan tillates. Erfaringsmessig ligger det en grense på 2-3 MW for å få kraftverk med tunnel lønnsomme. Mikro- og minikraftverk vil i dag svært sjelden være lønnsomme om de består av mye fjellarbeider. Kraftlinje Avstanden til kraftlinje henspeiler på den horisontale distansen til nærmeste kraftlinje uavhengig av spenningsnivå. I denne manuelle kartleggingen benyttes områdekonsesjonærens kart over nettet, men det er ikke tatt hensyn til flaskehalser. Anleggsbidrag ved bygging av nye linjer er ikke lagt inn i kostnadene. Her er det kun kostnader for kraftlinje frem til eksisterende linje som er tatt med. Veier/adkomst Avstanden til eksisterende veg henspeiler på den horisontale avstand til nærmeste veg uavhengig av helningen på vegen eller om det er en sjø/fjor imellom. I den manuelle kartleggingen benyttes reell veglengde og evt. tillegg ved bruk av helikopter eller kaianlegg dersom det er aktuelt Geisfossen kraftverk i Jostedalen, eksempel på nylig igangsatt småkraftverk Geisdøla kraftverk ble satt i drift våren 2005 og ligger i nedre del av Geisdøla og utnytter et fall på ca 80 meter fra ca kote 267 til ca kote 187. Inntaket ligger ved en buedam i betong med fast overløp. Dam og inntak er lagt rett nedstrøms Geisfossen siden dette muliggjorde bruk av rørgate og man unngikk konsesjonsbehandling. Rørgata er 415 meter lang og består av nedgravde GUP-rør med en diameter på 900 millimeter i øverste halvdel og 800 millimeter i nederste halvdel. Middeltilsiget er på 1,11 m 3 /s og slukeevnen ligger på 1,8 ganger denne, det vil si ca 2,0 m 3 /s. Det er installert en horisontalakslet Francisturbin med beste virkningsgrad på 92,5% ved 96% av slukeevnen og 75% virkningsgrad ved 30% av slukeevnen. I følge produsenten skal det være mulig å kjøre med redusert virkningsgrad helt ned mot 10% av slukeevnen. Installert effekt er 1,3 MW med en forventet produksjon i et normalår på 4,3 GWh og 2,2 GWh i et minimumsår. Utbyggingskostnaden for anlegget ble oppgitt til 8,2 millioner kroner, noe som gir en kostnad på 1,9 kr/kwh Prosjektet er etterregnet basert på NVEs kostnadsgrunnlag og andre forenklinger benyttet ved den digitale/ manuelle kartleggingen. En maksimal vannhastighet i tilløpsrørene på 3,0 m/s gir en rørdiameter på 841 millimeter. GRP rør er valgt og legges i en 415 meter lang grøft. Metoden setter slukeevnen til 1,5 ganger middeltilsiget, med et middeltilsig på 1,11 m 3 /s gir det en slukeevne 1,67 m 3 /s. Installert effekt blir 1,06 MW og forventet energiproduksjon i et normalår er 4,3 GWh når 70 % av vanntilsiget antas utnyttet. Metoden finner en noe høyere utbyggingskostnad på 9,15 millioner kroner, dermed blir utbyggingsprisen 2,11 kr/kwh. 16

17 For kraftverket i Geisdøla gir modellen og aktuell ubygging svært like resultater både når det gjelder utbyggingskostnader og forventet energiproduksjon. I utbyggingen er det valgt en noe større slukeevne og man får dermed en høyere installert effekt. Forventet produksjon i et normalår er lik for begge tilfellene. 2.4 Økonomiske forutsetninger Valg mellom ulike prosjekter, økonomi. I et vassdrag eller et område vil flere forskjellige utbyggingsalternativer være mulige. Som regel er prosjektene gjensidig ekskluderende, slik at et prosjekt må velges. Ofte ligger rettslige, eiermessige, praktiske eller andre forhold til grunn for valget, i andre tilfeller blir det en ren økonomisk beslutning. I denne kartlegging er det benyttet spesifikk utbyggingskostnad (kr/kwh) som et økonomisk mål på utbyggingsprosjekt. Tradisjonelt har også dette måltallet vært mye brukt. Imidlertid sier ikke spesifikk utbyggingskostnad så mye om hvor godt en ressurs blir utnyttet i det den ikke skiller i størrelsen på anlegg. Et lite anlegg som utnytter den mest lønnsomme delen av en ressurs vil som regel ha lavere spesifikk utbyggingskostnad enn et prosjekt som utnytter hele ressursen. Dessuten vil en slik vurdering ikke ta hensyn til økonomien over prosjektets levetid. Nåverdimetoden ser på prosjektene over hele levetiden og beregner verdien av alle fremtidige inntekter og utgifter sett i nåtidspunktet. I mange tilfeller vil bruk av nåverdimetoden gi en annen konklusjon enn spesifikk utbyggingskostnad. Poenget er forsøkt illustrert med to prosjekter i Krokadalselvi. 17

18 Netto nåverdi [Mkr] NNV inkl ES 780 NNV 780 NNV inkl ES 325 NNV % 5 % 10 % 15 % Rentesats avkastningskrav [%] Figur 4: Sammenligning av nåverdien til to alternative utbyggingsprosjekter i Krokadalselvi ved ulike avkastningskrav og med og uten elsertifikater (realrente). I Krokadalselvi har man i analysen sett på to ulike utbyggingsalternativer, ett med inntak på kote 325 og et med inntak på kote 780. For begge alternativene er det beregnet en nåverdi av prosjektene med og uten elsertifikater. Figur 4 fremstiller nåverdien til de to prosjektene som funksjon av avkastningskravet (diskonteringsrenta). De blå linjene viser det minste prosjektet (325), mens de røde linjene viser det største prosjektet. (780). Heltrukkene linjer er nåverdier uten elsertifikater, mens de stiplede linjene er nåverdi med elsertifikater. Det minste prosjektet har en spesifikk investeringskostnad på 1,79 kr/kwh mens det største prosjektet har en marginalt større spesifikk investeringskostnad på 1,83 kr/kwh. Det er altså liten forskjell mellom de to prosjektene. Dette kan man også se av figuren over der begge prosjektene er lønnsomme (gir positiv nåverdi) opp til omtrent den samme renten under ellers like forutsetninger (med eller uten elsertifikater). Dersom man hadde benyttet dette som eneste beslutningskriterium, skulle man valgt investering i det minste alternativet. Ser man derimot på forløpet på de ulike kurvene kan man se at det store alternativet er mer lønnsomt for alle renteverdier lavere enn denne kritiske renten. Økonomisk er derfor det største alternativet å foretrekke hvis kalkulasjonsrenten som benyttes er lavere enn den kritiske renten. Hvis det ikke er tilfellet vil ingen av prosjektene være lønnsomme. Selv om spesifikk investeringskostnad hadde vært større (eksempelvis 2,40 kr/kwh) ved det store prosjektet ville det fortsatt vært riktig å bygge ut dette dersom avkastningskravet var under 5,5%. Svakheten med begge disse analysene er at det ikke tar hensyn til usikkerheten prosjektene er utsatt for. De to største usikkerhetsfaktorene er kraftpris og tilsigsusikkerhet. Tilsigsusikkerhet behandles vanligvis ved å bruke en historisk tilsigsserie for vassdraget. Usikkerhet i kraftpris 18

19 kan behandles ved bruk av et risikojustert avkastningskrav i nåverdiberegningen, hvor høyt denne settes varierer med risikoen i prosjektet. Det understrekes at disse beregningene er forenklede og bruker forenklede tall. Denne rapporten tar heller ikke sikte på noen full gjennomgang av finansieringsproblematikken rundt vannkraftutbygging, her henvises det til annen litteratur. Konklusjonen bør uansett være at prosjekter ikke bør velges blindt på grunnlag av spesifikk utbyggingskostnad. Det kan gi både dårlig ressursutnyttelse og et dårligere økonomisk resultat. 2.5 Miljømessige forutsetninger I denne ressurskartlegginga har miljømessige forhold vært et underordnet tema. Vi har likevel holdt oss utenfor nasjonalparker, landskapsvernområder og naturreservat og vassdrag som er varig vernet mot kraftutbygging. Den digitale kartet var imidlertid ikke à jour mhp. vern av myrområder (Yngsdalen). 2.6 Status for andre vannkraftplaner i Luster Samlet plan Følgende prosjekter er under behandling i Samlet Plan: Tverrdalen - / 16 GWh Illvatn 46 MW / 184 GWh Følgende prosjekter er ferdigbehandlet i Samlet Plan og kan konsesjonssøkes: Mordøla 8,4 MW / 22 GWh Gravdalsvatn - / 5 GWh Kvåle 4,9 MW / 49 GWh Døsi 6,8 MW / 27,7 GWh Vestsideelvane N - / 28 GWh Vestsideelvane S - / 70 GWh Vanndøla 3,5 MW / 12,8 GWh Krundøla 5,3 MW / 18,2 GWh Holen 7,4 MW / 29,7 GWh Under konsesjonsbehandling Vanndøla 3,5 MW / 12,8 GWh Kvåle 4,9 MW / 49 GWh Gravdalsvatn - / 5 GWh 19

20 2.6.2 Ikke konsesjonspliktige anlegg Z Mikrokraftverk i Sværa, Mørkrissvassdraget (12 kw/?gwh) Z Harastølen minikraftverk, Døsigrovi (2 stk)(99kw/ 0,8GWh) Z Gruvlet Minikraftverk, Dalsdalselva (80 kw/0,6 GWh) Legene Minikraftverk Berdalselvi (284 kw/1,4 GWh) Døsen mikrokraftverk i Døsagrovi (83 kw/0,8 GWh) Dalen kraftverk Dalsdalselvi (14 kw/0,05 GWh) Geisdøla minikraftverk i Luster kommune (972 kw/3,4 GWh) C1 Ugulsvik minikraftverk i Vikaelvi (970 kw/3,6 GWh) Tidligere gitte konsesjoner Det er 4 større kraftverk i kommunen: Skagen (270 MW), Herva (33 MW), Fivlemyr (2 MW) Sage (8,9 MW), Jostdal (288 MW) og Leirdøla (110 MW). For Jostedal kraftverk er det først og fremst Vigdøla det er knyttet spesielle krav til om tiltak på grunn av redusert vannføring. Ved utbygging i restfeltet så må uansett prosjektet sjekkes mot vilkårene i tidligere utbygging, da det kan bli strengere krav til restvannføring eller andre tiltak. 20

21 3 Resultat Resultatet av analysene er forslag til lokalisering av inntak og kraftverk med tilhørende geografiske data. Verneområder, utbygde vannkraft og prosjekter i Samlet Plan blir tatt hensyn til, men ingen andre faktorer som vil påvirke en reell plassering av inntak, vannvei og kraftverk. Potensielle konflikter mhp. miljø er omtalt der det er blitt registrert, men dette må vurderes nærmere i en videre planlegging da målet med denne kartleggingen ikke er å rangere prosjekter ut i fra miljøhensyn. Kun GIS-prosjekter under 3 kr/kwh er sett på med unntak der det er opplagt at dyrere prosjekter kan gjøres billigere (for eksempel der to prosjekter som begge koster over 3 kr/kwh enkelt kan slåes sammen til ett). For hvert vassdrag er det sett på ulike alternativer og løsninger. Det valgte prosjektet for potensialkartlegging er merket i kursiv. Det valgt prosjektet er også presentert i vedlegg. Alternativet med høyest energiproduksjon med spesifikk utbyggingskostnad under 3 kr/kwh er foretrukket, ikke nødvendigvis den laveste spesifikke utbyggingskostnaden.. Er alle alternativene over 3 kr/kwh i utbyggingskostnad så tas de ikke med i potensialkartleggingen. 3.1 Kort omtale av enkelte vassdrag 075.1Z_Kinsedalselvi Ulike alternativer: Alt. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,3 1,42 Rør ,8 1,25 Rør. Fiskeinteresser i øvre parti? ,9 2,38 Fjell ,2 2,36 Fjell ,8 2,39 Fjell. Gir mye restvannføring nederst GIS 38,9 1,56 4 kraftverk < 3kr/kWh E-verk/grunneiere har foreløpig vurdert alternativ 1 som mest sannsynlig. Småkraft AS har sett på et alternativ med inntak på kote 395. Dalen er benyttet en del som turområde sommerstid. 21

22 075.2Z_Krokadalselvi Ulike alternativer (valgt alternativ for potensialkartlegging er merket i kursiv): Alt. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,0 1,42 Fjell. Utløp oppstrøms foss (kote 50) ,3 1,79 Fjell. Utløp kote ,5 1,70 Fjell. Utløp kote ,0 1,83 Fjell. Utløp kote ,6 2,22 Fjell. Inkluderer inntak i Kinsedalelvi. Gir mest restvannføring nederst GIS 64,5 / 10,0 1,43 / 3,63 5 kraftverk < 3kr/kWh og 4 krv > 3 Utbygging av Krokadalselvi bør sees i sammenheng med utbygging av Kinsedalen på grunn av mulig fraføring av vann til Krokadalen i Alternativ 5. Dersom elvene bygges ut separat gir Alternativ 5 i Kinsedalselvi og Alternativ 3 i Krokadalselvi til sammen 87,4 GWh for 2,0 kr/kwh (Alternativ 5 og Alternativ 4 gir 103 GWh for under 2,0 kr/kwh). Dersom de bygges ut sett i sammenheng gir Alternativ 2 i Kinsedalselvi og Alternativ 4 i Krokadalselvi til sammen 83,3 GWh for 2,2 kr/kwh. Tilsynelatende ser det ut som en separat utbygging er gunstigst. Småkraft AS har sett på et alternativ med inntak på kote 320 og utløp ved kote 25. E-verk/grunneiere har foreløpig vurdert Alternativ 1 som mest sannsynlig, men ut fra teknisk/økonomiske hensyn og miljøhensyn er muligens løsning 3 med utløp ved ca kote 50 den gunstigste. Løsning 4 gir imidlertid et større restfelt slik at den nedre fossen ikke er så påvirket om hele fallet bygges ut _Sørheimselvi Ulike alternativer (valgt alternativ for potensialkartlegging er merket i kursiv): Alt. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,2 2,02 Rør. GIS 8,7 1,80 2 kraftverk < 3kr/kWh Småkraft AS har sett på et alternativ med inntak på kote 470 og utløp ved kote 5. Oppstrøms prosjekt i NVEs GIS-kartlegging er uaktuell fordi det må bygges i fjell og er under 1000 kw. Sannsynlig kostnad over 5 kr/kwh. Sørheimselvi er dessuten viktig for fjordlandskapet sett fra nordsida av Lustrafjorden med synlig fossefall. 22

23 075.A0 Kveåi, Åselvi og 075.AA Berdalselvi Ulike alternativer (valgt alternativ for potensialkartlegging er merket i kursiv): Alt. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,5 2,83 Fjell. Tørrlegger foss i Aselvi ,0 (+26,7) 2,26 Fjell. Tørrlegger foss i Aselvi. Inkluderer Bergsdalselvi (kt 540) ,7 (+26,7) 2,39 Fjell. Ekskl. Åselvi, dvs. kun Berdalselvi og Bergsdalselvi (kt 540) ,0 2,06 Fjell. Overføringstunnel til Skagen kraftverk. Åselvi og Berdalselvi. GIS 35,1 / 3,2 1,48 / 3,75 6 kraftverk < 3kr/kWh og 3 krv > 3 I tillegg til utbygging av Alt 1-3 så kan man bygge ut et kraftverk fra Berdalsvatnet med ca 100 fall, men kostnad blir over 3 kr/kwh (effekt ca 200 kw). Øvre deler av Berdalselvi ligger i et område for reintrekk. Både Åselvi og Berdalselvi er potensiell gytebekk for laks og sjøaure i Fortunselva. 075.BA0 Bergsdalselvi Ulike alternativer (valgt alternativ for potensialkartlegging er merket i kursiv): Alt. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,7 2,10 Fjell ,7 (+27,0) 2,26 Fjell. Felles utbygging med Bergsdalselvi (kote 850), jfr. kapittel foran og Alt. 2 og 3 GIS 0 0 Ingen kraftverk Dersom både Berdalselvi og Bergsdalelvi ønskes bygget ut, men ikke Åselvi (av miljøhensyn), så bør man gå for en felles utbygging jfr. Alternativ 3 i kapittel Andre utbygginger lengre opp i Bergsdalen (ingen utelukker de andre) Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,8 5,35 Fjell, men stasjon i dagen. Oppstrøms inntak i Skardstølsbotn ,7 2,79 I dagen. Nedgravet rør langs veg. Oppstrøms inntak i Rydalen Ny ,7 2,35 Fjell, men to greiner, men stasjon i dagen. Oppstr. Inntak i Helgedalen. GIS 7,1 / 0,4 2,59 / 4,87 3 kraftverk < 3kr/kWh og 1 krv > 3 Løsning 73 blir dyr på grunn av overgang fra rør til tunnel. Prosjektet ligger dessuten i et viktig reintrekkområde i tillegg til at prosjektet vil redusere størrelsen på "inngrepsfrie område". Prosjektet ligger nært opptil nasjonalparken i et område som er en innfartsåre for fotturister til Hurrungane. 23

24 075.CA-CC Grandfaste (Herva) Ulike alternativer (valgt alternativ for potensialkartlegging er merket i kursiv): Alt. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,5 2,75 Rør, men usikker rørgatetrase ,0 3,17 Fjell, men stasjon i dagen. GIS 4,3 2,41 2 kraftverk < 2kr/kWh Andre utbygginger lengre opp, oppstrøms Skålavatnet (ingen utelukker de andre) Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,2 3,29 I dagen. Sprengt rørgrøft høyfjellet. Ny ,4 2,72 Rør. Trolig nærmere 2 kr/kwh pga. inntak i årsmagasin (Preststeinvatn) GIS 1,3 / 0,8 2,71 / 4,45 1 kraftverk < 3kr/kWh og 1 krv > 3 Løsning 34 ligger langt til fjells. Det er også tvilsomt om kraftlinja som Hydro eier har kapasitet. 075.D0 Fortundalselvi Mulig utbygginger ved Baklii: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,6 1,58 I dagen. Rør i grøft, deretter rørtunnel og tunnel opp. Oppstrøms Spitarfoss ,7 1,57 Som Alt. 1, men inntak nedstrøms Spitarfoss og rolig parti. GIS 31,9 / 4,23 1,74 / 3,97 5 kraftverk < 3kr/kWh og 3 krv > 3 Løsning 2 er mer sannsynlig av miljømessige grunner. 075.DC0 Nørdstedalen Mulig utbygginger oppstrøms Fivlemyra: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,0 1,0 Overføringstunnel til Gravdalsvatnet. Bretunge over inntakspunkt i dag? ,7 2,16 I dagen. Sprengt rørgrøft, deretter rørtunnel og tunnel opp. GIS 10,8 1,57 1 kraftverk < 3kr/kWh Løsning 1 er et O/U-prosjekt. Det er usikkert hvorvidt breen ligger over inntakspunktet. Ifølge kart så ligger breen over, men brefronten har trukket seg tilbake ved mange breer. Grunnet usikkerhet om dette er alternativ 2 er benyttet. Prosjektet ligger i et mye benyttet turområde mellom Nøstedalsætra og Illvatnet. Prosjektet vil sannsynligvis ligge innenfor det området som er foreslått verna som landskapsvernområdet, og er derfor lite realistiske. 24

25 075.E1 Vetledøla Mulig utbygginger oppstrøms eksisterende inntak: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,5 2,12 I dagen. Sprengt rørgrøft høyfjellet. Trolig høyere prod. pga magasin GIS 3,9 2,68 2 kraftverk < 3kr/kWh Sagagrovi Mulig utbygging: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,9 2,24 Rør. Usikker inntakskote og rørtrase. GIS 610 4,5 1,75 1 kraftverk < 3kr/kWh 075.5A0 Hersetelvi (Dalsdalslevi) Mulig utbygging: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,8 4,61 I dagen. Rør og deretter tunnel GIS 610 4,0 1,84 1 kraftverk < 3kr/kWh 075.AC Kolstadelvi (Dalsdalselvi) Mulige utbygginger: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,6 2,63 I dagen. Rør i grøft. Stølsområde ,1 2,78 I dagen. Rør i grøft. Mye ny veg ,9 3,13 Stasjon i dagen. Resten i fjell. To greiner. Mye ny veg. GIS 15,5 / 2,1 2,17 / 3,98 4 kraftverk < 3kr/kWh og 2 krv > B Dalsdalselvi (Kilen) Mulige utbygginger: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,70 3,07 I dagen. Rør. GIS 731 2,06 2,87 1 kraftverk < 3kr/kWh Sannsynligvis miljømessig lite akseptabelt. Kilen er et av kommunens mest særegne områder med tanke på kulturminner og byggeskikk. Er også et "særs viktig" område med tanke på biologisk mangfold. 25

26 075.6A Døsagrovi Mulige utbygginger: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,5 2,94 I dagen. Rør i tunnel. Oppstrøms SP GIS ,5 1,68 1 kraftverk < 3kr/kWh Nes Mulige utbygginger: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning 22 0 Vann går i grunnen GIS 612 4,6 1,86 1 kraftverk < 3kr/kWh 076.1z Engjadalselvi (Jostedøla) Ulike alternativer (valgt alternativ for potensialkartlegging er merket i kursiv): Alt. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,6 1,35 Rør, men bratt trase nederst ,1 1,32 Rør, men bratt trase nederst. GIS ,1 1,32 1 kraftverk < 3kr/kWh Andre utbygginger lengre opp: Løsn. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,4 2,69 I dagen. Sprengt rørgrøft høyfjellet. GIS ,5 2,74 1 kraftverk < 3kr/kWh og 1 krv > 3 Småkraft AS har sett på et alternativ med inntak på kote 395 og utløp ved kote 20. Engjadalselva ligger godt synlig fra kommunesenteret Gaupne, og mye benyttet friluftsområdet. Løsning 3 ligger i det øvre del av Engjadalen, friluftområdet som har fått status som "særs viktig" og "viktig" med tanke på biologisk mangfold. Ei av DNT sine ruter går også i området. 076.A0 Venåsgrovi (Jostedøla) Ulike alternativer: Alt. Inntakskote Energiprod. Utbygg.kostnad Anmerkning ,8 4,40 Rør, usikkert inntakspunkt ,7 3,74 I dagen. Rør i tunnel. GIS 619 4,8 1,69 1 kraftverk < 3kr/kWh Bekken er en potensiell gytebekk for laks og sjøaure i Jostedøla. 26