Drar vi småkraften inn i storkraften?

Transkript

1 Drar vi småkraften inn i storkraften? RfG Konsekvenser for fremtidige småkraftutbyggere Oslo, Svein Halveg

2 NGK Utbygging AS - et fokusert og dedikert småkraftutbyggingsselskap Hvem vi er RfG konsekvenser for småkraft

3 Aquila, Småkraft, Norsk Grønnkraft Hvordan henger det sammen? Kraftverk Kraftverk Kraftverk Norsk Grønnkraft deles i drift (Norsk Grønnkraft AS) og utbygging (NGK Utbygging AS). Driftsselskapet selges til fond administrert av Aquila Capital Småkraft selges til fond administrert av Aquila Capital Aquila Capital deler opp Småkraft i drift (Småkraft AS) og utbygging (Småkraft Utbygging AS) Aquila Capital slår sammen de to driftsselskapene Norsk Grønnkraft AS og Småkraft AS til Småkraft AS. Tinfos AS, NGK Utbygging AS og Småkraft Utbygging AS leverer kraftverk til Småkraft AS Utbyggingsselskapet eies fortsatt av Akershus Energi, E-CO, Glitre og Østfold Energi

4 Norsk Grønnkrafts team Et av de mest erfarne småkraftutbyggingsteamene i landet. Utnytter både smådriftsfordeler og stordriftsfordeler. Rune Skjevdal Svein Halveg Endre Arset Jon Olav Volden Stian Løbø Aaker Øystein Rafoss Daglig leder Utbyggingsleder Prosjekteringsleder Prosjektleder Prosjektmedarbeider Prosjektleder 15 års erfaring 30 års erfaring 25 års erfaring 4 års erfaring Fra års erfaring

5 Noen referanser Konkret fra nåværende team før skillet mellom drift og utbygging i 2014 Grytfossen Jorda Leirelva / Tverråga Urdsdalen Kvemma Havdal Jordal Reina Kinnforsen Tossevikelva Hølera Kvassteinåga Ryssdal Skravlåga Dahlefoss / Lauvsnes

6 Noen referanser Konkret fra samme team etter skillet mellom drift og utbygging i 2014 Nyvikelva, 2015 Nybuelve, 2016 Tverråne, 2016 Liaelva, 2016 Røyrvik, Nord-Trøndelag 6,8 GWh Byggetid: 11 mnd Budsjett: 26,0 mnok Kostnad: 25,2 mnok Overtatt fra NTE omprosjektert fra 5,5 til 3,7 kr/kwh Nes, Buskerud 7,1 GWh Byggetid: 12 mnd Budsjett: 32,3 mnok Kostnad: 29,6 mnok Egen portefølje - av Småkraft ansett som ikke lønnsom Nes, Buskerud 7,9 GWh Byggetid: 13 mnd Budsjett: 29,4 mnok Kostnad: 28,6 mnok Egen portefølje - av Småkraft ansett som ikke lønnsom Sør-Aurdal, Oppland 4,2 GWh Byggetid: 11 mnd Budsjett: 18,1 mnok Kostnad: 18,1 mnok Egen portefølje minste vi har bygget i moderne tid

7 Noen referanser Konkret fra samme team etter skillet mellom drift og utbygging i 2014 Kvernåi, 2017 Sigdestad, 2018 Fiskløysa, 2018 Grytendal, 2018 Lesja, Oppland 7,6 GWh Byggetid: 10 mnd Budsjett: 31,1 mnok Kostnad: 29,2 mnok Egen portefølje Bremanger, Sogn & Fjordane 27,8 GWh Byggetid: est. 11 mnd Budsjett: 67,2 mnok Prognose: 50,5 mnok Egen portefølje Lierne, Nord-Trøndelag 18,2 GWh Byggetid: est. 14 mnd Budsjett: 65,5 mnok Prognose: 59,9 mnok Overtatt fra NTE omprosjektert fra 5,5 til 3,6 kr/kwh Bindal, Nordland 21,3 GWh Byggetid: est. 13 mnd Budsjett: 77,1 mnok Kostnad: 62,1 mnok Overtatt fra NTE omprosjektert fra 5,1 til 3,6 kr/kwh

8 Noen referanser Konkret fra samme team etter skillet mellom drift og utbygging i 2014 Sandneselva, 2018 Masfjorden, Hordaland 6,8 GWh Byggetid: est. 12 mnd Budsjett: 25,4 mnok Prognose: 23,0 mnok Egen portefølje

9 Hvem vi er RfG konsekvenser for småkraft

10 Status småkraftutbygging Små Vannkraftanlegg < 10MW (klasse B) Søknader til behandling Under bygging Gitt tillatelse, ikke startet 241 stk 35 stk 426 stk Hvorfor starter ikke utbyggingen? Finansiering/økonomi Nett Tekniske utfordringer

11 Dagens praksis REN avtaler på tilnærmet alle tilknytninger FIKS pkt 5.6 «produksjonsanlegg MVA tilknyttet distribusjonsnettet skal ha funksjonalitet som er beskrevet i «tekniske retningslinjer.» alle B generatorer blir tilknyttet distribusjonsnettet. RfG for A og B generatorer < 110kV

12 Frekvensregulering og vern

13 FRT FRT krav gjennomførbart på nye prosjekter men er det fornuftig bruk av midler?

14 Dokumentasjon /test

15 RfG versus FIKS / Tekniske retningslinjer Fiks en veileder for generatorer (B) i regionalnettet. Sintef tekniske retningslinjer for generatorer <10MW brukt i distribusjonsnettet RfG for alle anlegg Dagens praksis - utkobling av småkraftverk Krav til å opprettholde leveringskvaliteten i distribusjonsnettet

16 Mulig løsning Standardiserte prosesser Lik praktisering av regelverket Typegodkjenning av generator? Behovsprøvd RfG? Ankemuligheter Unntak fra RfG? Nettselskapet rett instans for å behandle søknaden?

17 Tidskonsekvenser REN avtale med netteier normalt klarert og avtalt ila 2-3 uker Økt krav til dokumentasjon av generator og vannvei hvem kan utføre simuleringer? Kun et fåtall nettselskap er i stand til å godkjenne tilkobling Vesentlig lengre tid fra konsesjon til bygging

18 Priskonsekvens 80 Pris Generatorkostnader Økende % vis kostnad med mindre maskiner Endring av vannvei? Endring i vern og regulator? Konsulentkostnad

19 UTBYGGER?? Alle grunneiere ønsker å realisere fallretten Drar vi småkraften inn i storkraften? Terskelen for realiseringen av småkraften blir «uoverkommelig»

20 Takk for meg! ngku.no