På nett med framtida Kraftnettets betydning for verdiskaping

Transkript

1 Offentlig ISBN nr På nett med framtida Kraftnettets betydning for verdiskaping Region vest Januar 2013 THEMA Rapport

2 Side ii

3 Om prosjektet Om rapporten: Prosjektnummer: MCS Rapportnavn: På nett med framtida Region vest Prosjektnavn: Verdiskaping på vent Rapportnummer: THEMA R Oppdragsgiver: Mulitklient ISBN-nummer Prosjektleder: Håkon Taule Tilgjengelighet: Offentlig Kristine Fiksen Guro Gravdehaug Prosjektdeltakere: Roger Grøndahl Silje Harsem Åsmund Jenssen Ferdigstilt: Januar 2013 med rettelser på s 26 i mars 2013 Eivind Magnus Christoffer Noreng Om Øvre Vollgate Oslo Foretaksnummer: NO tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse, markedsdesign og strategirådgivning for energi- og kraftbransjen. Side iii

4 Side iv

5 FORORD Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i nettet. Kraftnettet er en kritisk infrastruktur, som all økonomisk aktivitet i er avhengig av. Hvorfor og hvordan vi bygger ut kraftnettet, er derfor viktig for velstands- og velferdsutviklingen i det norske samfunnet. har på initiativ fra Energi Norge og Statnett analysert sammenhengen mellom utbyggingen av kraftnettet og ulike samfunnsmål, som verdiskaping, kutt i utslippene av klimagasser og en sikker energiforsyning. Resultatene av analysene er dokumentert i én nasjonal rapport og 5 regionale delrapporter. Delrapportene er utført for Region nord (Finnmark, Troms og Nordland), Region midt (Nord- Trøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal), Region vest (Sogn og Fjordane, Hordaland, Rogaland), Region øst (Hedmark, Oppland, Buskerud, Akershus, Oslo, Østfold) og Region sør (Vestfold, Telemark, Aust-Agder, Vest-Agder). Vi vil takke følgende selskaper og organisasjoner som har finansiert prosjektet og deltatt i styringsgrupper og arbeidsgrupper på nasjonalt og regionalt nivå: Nasjonalt: Energi Norge, Statnett, NHO, Statkraft, Norsk Industri, Norsk Hydro, Statoil, The Norwegian Smartgrid Centre, BKK og Gassco Region nord: Troms Kraft, Lofotkraft, SKS og Vesterålskraft Nett Region midt: Trønderenergi, Tafjord Kraft, Istad Kraft Region vest: Sogn og Fjordane Energi, SKL, Sunnfjord Energi og Sognekraft Region sør: Lyse, Agder Energi, Skagerrak Nett Region øst: Hafslund Nett, Eidsiva Nett Sammen med Norsk Industri har også Finnfjord, Elkem, Alcoa og Fesil deltatt i arbeidsmøter. I tillegg har enkelte regionskontorer i NHO deltatt i arbeidsmøter. Vi har også hatt gleden av en referansegruppe hvor WWF, Bellona, Norwea og Småkraftforeninga har gitt gode innspill gjennom prosessen. s prosjektteam har bestått av Eivind Magnus, Kristine Fiksen, Åsmund Jenssen, Guro Gravdehaug, Roger Grøndahl, Silje Harsem, Christoffer Noreng og Magnus Solli Haukaas. Håkon Taule, prosjektleder for Oslo, januar 2013 Side v

6 Side vi

7 INNHOLD SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER INNLEDNING OG BAKGRUNN Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer Industri og petroleum utgjør over halvparten av kraftforbruket DRIVERE FOR NETTUTVIKLING I REGIONEN En region med både kraftoverskudd og kraftunderskudd Sentralnettet i Region vest er svakt Svak forsyningssikkerhet i store deler av regionen Forbruksøkninger i områder med svak forsyningssikkerhet Stort potensiale for ny kraftproduksjon DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER Nettiltak for å bedre forsyningssikkerheten Ledninger i nord-sørlig retning som utløser ny kraftproduksjon Oppsummering av planlagte investeringer i sentralnettet Planlagte investeringer i regional- og distribusjonsnett NETTINVESTERINGENE SKAPER VERDIER Innledning Kostnader og nytte av planlagte nettinvesteringer i Region vest Kan man risikere ubalanse mellom behov og nettutbygging? Investeringer i kraftsystemet gir ringvirkninger REFERANSER Side vii

8 Side 0

9 SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Et robust kraftnett er avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Uten de påbegynte og planlagte nettforsterkningene legges det sterke begrensninger på mulighetene og næringsutviklingen i Region vest. De kvantifiserte kostnads- og nyttevirkningen som er gjennomført gir samlet sett et positivt resultat med god margin. Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i distribusjons-, regional- og sentralnettet. Et robust kraftnett er avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Årsaken er at elektrisitet er den viktigste infrastrukturen i et moderne samfunn fordi alle gjøremål og all annen infrastruktur avhenger av sikker tilgang til strøm. Dette prosjektet har som formål å øke forståelsen om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål, både for landet som helhet og de ulike regionene. Denne rapporten tar for seg sammenhengen mellom nettinvesteringene og samfunnsnytten i Region vest som inkluderer fylkene Sogn og Fjordane, Hordaland og Rogaland. Behovene for nettutbygging på Vestlandet er i hovedsak knyttet til følgende områder: Svak forsyningssikkerhet, sterk befolkningsvekst i byområdene, utbygging av ny fornybar kraft i regionen, utviklingen i industri og petroleumsvirksomheter og alder på eksisterende nettanlegg. De to mest folkerike områdene på Vestlandet, Bergens- og Stavangerregionen, har dårlig forsyningssikkerhet på vinterstid. Det er lav kraftproduksjon i disse områdene, særlig på vinteren, og ledningene inn til området har ikke tilstrekkelig kapasitet til å dekke behovet i alle situasjoner. I disse to regionene er det samtidig høy befolkningsvekst og forventet økt kraftetterspørsel i petroleumsvirksomhet, både fra landanlegg og elektrifisering av offshoreinstallasjoner, fram mot Også områder i Sogn og Fjordane har en utfordrende leveringssituasjon for kraft, med lengre perioder med fare for strømbrudd. Flere store prosjekter som vil bedre forsyningssikkeheten er under bygging. Sima-Samnanger skal sikre kraftforsyningen inn til BKK-området. Ørskog-Fardal-linjen gjennom Sogn og Fjordane i nord-sør retning vil bedre forsyningssikerheten i fylket og i Midt-Norge. Det planlegges også nye ledninger inn til både Bergens- og Stavangerregionen for å bedre forsyningssikkerheten som i dag er svak, henholdsvis Kollsnes-Mongstad- Modalen og Lyse-Stølaheia. I tillegg vil investeringer i transformatorstasjoner og investeringer på alle nettnivå bidra til en styrket forsyningssikkerhet i regionen og legge til rette for forventede økninger i kraftforbruket. Region vest er den regionen i Norge med størst potensiale for ny vannkraft, særlig småkraft. I tillegg er det flere områder med gode forhold for vindkraft. Samlet potensiale for ny kraft (konsesjonsgitt eller søkt) er 12 TWh i Region vest. Til tross for kraftunderskudd flere steder i regionen på vinteren, er det ikke ledig kapasitet til ny kraftproduksjon på sommerstid når det er høy produksjon i eksisterende kraftanlegg. Det er store områder der ny kraftproduksjon ikke kan realiseres uten betydelige forsterkninger av sentralnettet. Også investeringer i regionalnettet må gjennomføres for å utløse potensialet for ny kraft i regionen. Basert på estimater for ny kraftproduksjon på landsbasis innen 2020 og en anslått fordeling av dette på de ulike regionene, estimerer vi at 3,7 TWh ny kraftproduksjon i regionen er avhengig av de planlagte nettinvesteringene for å kunne realiseres. Prosjektene som bygges for å bedre forsyningssikkerheten, vil også være viktige for å utløse ny kraftproduksjon i regionen. Sentralnettsprosjekter i nord-sørlig retning vil være avgjørende for at ny kraftproduksjon kan realiseres uten betydelige forskjeller i områdepriser. Ørskog-Fardal, Fardal-Aurland og Sauda-Samnanger er eksempler på nord-sør prosjekter med stor betydning for ny kraftproduksjon i Hordaland og Sogn og Fjordane. Også regionalnettsprosjekter og økt transformatorkapasitet er avgjørende for å utløse ny kraftproduksjon for eksempel i Hardanger og flere steder i Sogn og Fjordane. Kraftnettet i regionen har en høy alder, noe som tilsier behov for investeringer for å opprettholde dagens funksjon. Dette gjelder i særlig grad på lavere nettnivåer. Det er estimert at rundt 38 prosent av nettinvesteringene i regionen er reinvesteringer. Alle reinvesteringer er antatt å være Side 1

10 lønnsomme basert på en vurdering av dagens betalingsvillighet for nett. Vi har dermed holdt disse investeringene utenfor vurderingene av investeringsomfang relatert til samfunnsnytte. Vi har analysert den samfunnsmessige nytten av de samlede nettinvesteringne i Region vest opp mot de samlede kostnadene. Nettonytten er estimert til 10,7 milliarder kroner, basert på de behovene vi har antatt vil oppstå i perioden mot Denne nytten er i særlig grad knyttet til økt forsyningssikkerhet for eksisterende forbruk, betalingsvilje for økt forbruk, klimaeffekter ved bruk av el framfor gasskraft i petroleumsvirksomhet og verdien av ny vannkraftproduksjon. Det er begrenset med usikkerhet knyttet til behovene for nett i regionen, og investeringsplanen er dermed vurdert til å være robust. Ledig kapasitet etter 2020 som følge av nettutbyggingen legger til rette for ny kraftproduksjon. Vi har lagt til grunn at det kan komme ytterligere 2,7 TWh vannkraft i regionen innen 2025, hvilket gir en merverdi på 2,9 milliarder kroner. Tar vi økt mulighet til å konvertere oljefyr og transport til elektrisitet etter 2020 kan verdien av ledig kapasitet øke verdien av planene med alt i alt 4,5 milliarder kroner. Samlede investeringer i nett og produksjon for Region vest er estimert til 47 milliarder kroner i perioden 2012 til Investeringsplanene bidrar til økt verdiskaping og årlig 4000 arbeidsplasser i investeringsfasen og 1350 arbeidsplasser i slutten av perioden når de nye anleggene er satt i drift. En viss del av disse årsverkene vil bli utført utenfor regionen. Side 2

11 1 INNLEDNING OG BAKGRUNN 1.1 Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret Norge står overfor en periode med store investeringer i kraftsystemet i hele landet. Viktige årsaker til investeringsøkningen er målene om å redusere klimagassutslipp og unngå en global temperaturøkning over 2 grader. EUs fornybarmål tar utgangspunkt i dette globale klimamålet, og Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i landet fra ca. 58 til 67,5 prosent innen En slik økning innebærer en betydelig økning i ny kraftproduksjon i Norge. Det er forventet at det svensk-norske elsertifikatsystemet utløser investeringer i fornybar kraftproduksjon i størrelsesorden milliarder kroner i Norge. For å knytte denne kraftproduksjonen til nettet, oppstår det behov for å forsterke sentral- og regionalnett. Kapasitetsutnyttelsen i sentralnettet har økt kraftig de siste årene, og det er behov for å forsterke og øke kapasiteten i nettet for å kunne koble til nytt forbruk og ny produksjon flere steder i landet. I enkelte regioner er forsyningssikkerheten i dagens situasjon for svak. Forsterkninger i sentralnettet vil fjerne flaskehalser og redusere risikoen for økte forskjeller i områdepriser mellom de ulike regionene. Store deler av nettet ble bygget på 60-tallet slik at det nå er et stort behov for å modernisere og oppgradere eksisterende infrastruktur for å opprettholde dagens kapasitet. Også i regional- og distribusjonsnettet er det et omfattende investeringsbehov, både som følge av økte krav til leveringspålitelighet og fornybarsatsingen, men også som følge av et aldrende nett med økende behov for fornyelse og reinvesteringer. I tillegg til investeringer i selve nettet, er det vedtatt en utrulling av avanserte måle- og styresystemer (AMS) innen En god nettpolitikk er dermed nødvendig for å realisere viktige samfunnsmål. Hvis vi gjør de gale valgene, risikerer vi redusert forsyningssikkerhet, redusert verdiskaping og unødvendig kostbare utslippskutt. Vi kan få svekket velferdsvekst og økte prisforskjeller mellom landsdeler. Samtidig er det viktig at nettinvesteringene og naturinngrepene ikke blir unødvendig høye. 1.2 Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer Spørsmålet om investeringer i nett er imidlertid svært komplekst, både med hensyn til nyttevirkninger og kostnader. Det er derfor en betydelig utfordring å finne de riktige prosjektene og riktig investeringstidspunkt. Skal vi kunne fatte de riktige valgene, må vi utvikle mer kunnskap om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål. Formålet med prosjektet er å utvikle økt kunnskap om den samfunnsmessige betydningen av investeringer i elnettet på regionalt og nasjonalt nivå frem mot 2020 og Denne kunnskapen er beskrevet i rapporter med et allment publikum som målgruppe. Prosjekter er delt i to hovedløp: Nasjonalt løp: Her går vi gjennom den historiske utviklingen av det norske kraftsystemet med vekt på nettet og sammenhengen mellom kraft og verdiskaping. På det grunnlaget beskriver vi investeringsplanene for nettet de neste tiårene og drøfter de samfunnsøkonomiske konsekvensene av å gjennomføre planene herunder kostnadene ved ikke å investere i henhold til planene. Avslutningsvis drøfter vi hvordan en nasjonal strategi for nettutviklingen kan utformes. Regionalt løp: En gjennomgang av hva som er de bakenforliggende årsakene til økt behov for nett i de ulike regionene og hvilke nettprosjekter som er planlagt. Den samfunnsøkonomiske verdien av de samlede nettinvesteringene er beskrevet, og de viktigste faktorene er kvantifisert. Ikke-kvantifiserte nyttevirkninger er også diskutert. Risikoen og overordnet om konsekvensene ved en ubalansert utvikling, dvs. der det ikke er samsvar mellom faktiske nettbehov og realiserte nettinvesteringer er inkludert i analysen. Det er utarbeidet en overordnet rapport som omhandler utviklingen av det norske kraftsystemet og sammenhengen mellom nettutbygging og verdiskaping i samfunnet på et overordnet nivå. Side 3

12 Industri Utvinnning av råolje og naturgass, inkl. tjenester Elektrisitets-, gassog varmtvannsforsyning Industri Utvinnning av råolje og naturgass, inkl. tjenester Elektrisitets-, gassog varmtvannsforsyning Andel av samlet bruttoprodukt 0,1 47,7 49,7 5,3 7,7 7,2 171,0 16,4 4,3 21,1 4,7 Andel av samlet sysselsetting 0, ,5 1, , ,5 28,8 28,4 8,5 THEMA-Rapport På nett med framtida Region vest Denne rapporten oppsummerer funn i Region vest og omfatter fylkene: Sogn og Fjordane, Hordaland og Rogaland 1. I tillegg er det utarbeidet en rapport for hver av Regionene nord, midt, sør og øst. I disse rapportene har vi basert oss på offentlig tilgjengelige dokumenter. Alle vurderinger og beregninger står for s regning alene. 1.3 Industri og petroleum utgjør over halvparten av kraftforbruket Det bor omtrent 1 million mennesker i Region vest, og det har historisk vært en sterk befolkningsvekst i og rundt Bergen og Stavanger. I tillegg er Sandnes utenfor Stavanger Norges raskest voksende by med 2,4 prosent vekst i folketallet bare det siste året. Industri og petroleum står for en høyere andel av verdiskapingen i Region vest enn i andre deler av landet, se Figur 1.1. Rogaland utpeker seg som et petroleumsfylke en svært stor andel av verdiskapingen og sysselsettingen er relatert til petroleumsvirksomhet. I Sogn og Fjordane utgjør kraftnæringen en stor andel av verdiskapingen (14 prosent). Petroleum og kraftvirksomhet er kapitalintensiv virksomhet, og andelen sysselsatte i disse næringene er dermed lavere enn andelen av bruttoproduktet. Industrien sysselsetter derimot en andel som er omtrent lik eller høyere enn andelen av bruttoproduktet, se Figur 1.1 og Figur 1.2. Figur 1.1: Næringers andel av samlet bruttoprodukt Figur 1.2: Næringers andel av samlet sysselsetting 18 % 16 % 14 % 12 % 10 % 18 % 16 % 14 % 12 % 10 % Landsgjennomsnitt Sogn og Fjordane Hordaland Rogaland 8 % 8 % 6 % 6 % 4 % 4 % 2 % 2 % 0 % 0 % Kilde: SSB, Region vest har i perioden 2008 til 2010 hatt et gjennomsnittlig samlet årlig kraftforbruk på om lag 29,4 TWh. Forbruket i alminnelig forsyning er konsentrert rundt tettbygde strøk i og ved Bergen og Stavanger. Forbruket er fordelt på de ulike forbruksgruppene i Figur 1.3. Forbruket i alminnelig forsyning endres sakte, mer eller mindre i takt med befolkningsveksten. Industrien, og dermed industriens kraftforbruk, er avhengig av konjunkturer og den norske industriens konkurransekraft mot konkurrenter i andre deler av verden. 1 Vi har valgt å avgrense regionene i dette prosjektet etter fylkesgrenser. I Statnetts Nettutviklingsplan og ulike analyser av kraftsystemet er inndelingene oftest gjort på basis av flaskehalser i nettet. Side 4

13 Snittforbruk [TWh] THEMA-Rapport På nett med framtida Region vest Figur 1.3: Kraftforbruket i fylkene fordelt på ulike forbruksgrupper KII industri Bergverk og utvinning Annen industri Alminnelig forsyning Sogn og Fjordane Hordaland Rogaland VEST Kilde: SSB, I Sogn og Fjordane utgjør industrien hele 75 prosent av det totale kraftforbruket, en andel som er den høyeste i landet. Kraftintensiv industri i fylket hadde i 2010 et forbruk på 4,8 TWh. Kraftintensiv metallurgisk industri er sterkt representert i fylket, med aluminiumsverkene til Hydro i Årdal og Høyanger, samt Elkems silisiumverk i Bremanger. Bygging av skip og offshore installasjoner, fiskeri og havbruk, samt bearbeiding og konservering av kjøtt- og sjømatprodukter, er viktige deler av Sogn og Fjordanes næringsstruktur. Samlet forbruk i petroleumssektoren i Hordaland er 2 TWh (2010), med Troll A og Kollsnes som de klart største kraftforbrukene. På Kollsnes finner vi Gassleds prosessanlegg for gass og Stureterminalen for mottak, raffinering og videre utskipning av råolje og kondensat. Fra Kollsnes går det også en kraftledning som dekker forbruket i kompressorene på Troll A-plattformen. På Mongstad i Nordhordland finnes både terminal, raffineri, gasskraftverk og kraftledning til Gjøaplattformen. I tillegg til petroleum har Hordaland virksomheter innen skipsverft, kjemisk og metallurgisk industri. Eksempler på kraftintensive bedrifter er Sør-Norge aluminiumsverk (SØRAL) på Husnes, og Elkems smelteanlegg for ferrosilisium ved Bjølvefossen i Ålvik. Årsforbruket til industrien i Rogaland er omlag 5-6 TWh. I Nord-Rogaland finnes en del metallurgisk industri med aluminiumsverket til Hydro på Karmøy og Eramets smelteverk for manganforedling i Sauda. Statoils anlegg for gassbehandling er plassert på Kårstø, også nord i Rogaland. Av relevans for kraftbehov sørover i fylket finner vi Titanias bergverk for ilmenittproduksjon i Sokndal og Scana Steels stålproduksjon, samt flere mindre industribedrifter i og rundt Stavanger. Både i Stavanger og lenger sør i Egersund finnes det skipsverft, eid av henholdsvis Bergen Group (Rosenberg) og Aker Solutions. Side 5

14 2 DRIVERE FOR NETTUTVIKLING I REGIONEN Behovene for nettutbygging på Vestlandet er i hovedsak knyttet til tre områder: Forsyningssikkerhet, utbygging av ny fornybar kraft i regionen og utviklingen i industri og petroleumsvirksomheter. De to mest folkerike områdene på Vestlandet, Bergens- og Stavangerregionen, har dårlig forsyningssikkerhet på vinterstid. Det er lav kraftproduksjon i disse områdene, særlig på vinteren, og ledningene inn til området kan ikke dekke behovet en kald vinterdag i alle situasjoner. I disse to regionene, er det også høy befolkningsvekst og forventet vekst i forbruket fram mot Også områder i Sogn og Fjordane har en utfordrende leveringssituasjon for kraft, med lengre perioder med fare for strømbrudd. I dagens situasjon er det ikke mulig å koble på ny produksjon i de to nordligste fylkene i regionen, til tross for at flere områder har kraftunderskudd på vinteren. På sommerstid og andre perioder med høyt tilsig og høy produksjon, er det imidlertid ikke plass i nettet til ny produksjon. Det er i dag kraftprosjekter tilsvarende 3,7 TWh som ikke kan bygges ut i Region vest på grunn av manglende nettilgang. I dette kapittelet vil vi beskrive de overordnede og viktigste driverne og behovene for nettutvikling i regionen. Kraftsystemet er komplekst, og skal håndtere alle driftssituasjoner som oppstår og kan oppstå i en region. Vi har derfor ikke beskrevet alle behov knyttet til nettutvikling, men fokuserer på de vi mener er de viktigste på et overordnet nivå. 2.1 Politiske føringer er et viktig premiss for nettutviklingen framover Politiske føringer gitt i Nettmeldingen Myndighetene har gitt føringer for nettutbyggingen i Stortingsmelding 14 ( ) den såkalte Nettmeldingen. Formålet med meldingen er å få best mulige beslutninger og god framdrift i nettprosjektene på sentralnettsnivå. Følgende overordnede føringer ble gitt i Nettmeldingen: Overordnet er målet at planlegging og utbygging av nettet skal være samfunnsmessig rasjonell, jf. energiloven. Regjeringen har følgende mål som har konsekvenser for modernisering og utbygging av strømnettet: Sikker tilgang på strøm i alle deler av landet. Høy fornybar elektrisitetsproduksjon. Legge til rette for næringsutvikling som krever økt krafttilgang, som kraft fra land til petroleumsvirksomhet og industrivirksomhet. Tilstrekkelig overføringskapasitet mellom regioner, slik at det blant annet ikke blir langvarige store forskjeller i strømpris mellom områder. Et klimavennlig energisystem som tar hensyn til naturmangfold og lokalsamfunn Krav om innføring av AMS (Avanserte måle- og styringssystemer) Det er besluttet at alle sluttbrukere skal ha fått installert AMS innen 1. januar I følge NVE (2011), vil AMS ha følgende nyttevirkninger i det norske kraftsystemet: Endringer i arbeidsprosessene innenfor nettvirksomheten Øke effektiviteten i kraftmarkedet, gjennom en mer fornuftig bruk av elektrisk kraft og en bedre styring og bruk av nettet Bedre data i beredskapssituasjoner Side 6

15 Nettselskaper og andre kan levere sine tjenester og gjennomføre sine oppgaver mer effektivt og med høyere kvalitet enn med dagens utstyr Bidra til å nå energilovens hovedmål gjennom å legge til rette for en riktig og mer effektiv avregning av kundene. Prosessen med bytte av strømleverandør blir enklere for sluttbruker, det vil bli mer effektiv styring av overføringsnettet, kunden får økt informasjon om priser og eget forbruk, samt økt konkurranse mellom kraftleverandører vil gi lavere priser og nye produkter. Videre kan AMS være viktig for etablering av noen funksjoner relatert til intelligent nettstyring (smart grid) Nettselskapene har ansvar for å installere AMS utstyr hos alle sine kunder, etablere en egnet kommunikasjonskanal for overføring av målerdata og håndtere alle målerdata. Innføringen betyr å erstatte gamle, mekaniske strømmålere med målesystemer basert på moderne teknologiske løsninger hos alle norske husstander og næringskunder som ikke allerede har slikt utstyr Fornybarpolitikk har stor betydning for utvikling av kraftsystemet På Klimatoppmøtet i København i 2009 ble partene enige om at den globale oppvarmingen er en av de største utfordringene i vår tid, og at den gjennomsnittlige temperaturøkningen må begrenses til 2 grader celsius (UNFCCC, 2009). Det internasjonale samfunnet har ikke kommet frem til en global avtale om å redusere klimagassutslipp. En rekke land og områder, inkludert Norge og EU, har likevel laget egne målsetninger for utslippsreduksjoner. EU spiller en hovedrolle i den internasjonale klimadebatten, og har gått foran i å utforme en regional politikk for utslippskutt. EUs klimapolitikk er ikke utelukkende begrunnet utfra klimahensyn. Forsyningssikkerhet spiller også en rolle. EUs langsiktige mål er at de samlede klimautslippene i EU-landene skal reduseres med minimum 80 prosent i forhold til 1990-nivået innen Til tross for økt energieffektivisering, er det forventet at kraftforbruket øker mot 2050 på grunn av konvertering fra fossilt brensel til strøm fra fornybare kilder. EUs klimapolitikk er viktig for Norge, særlig fordi politikkutformingen i EU direkte påvirker Norge gjennom EØS-avtalen. Fornybardirektivet legger føringer for at EU skal ha 20 prosent fornybar energi innen Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i Norge fra ca. 60 til 67,5 prosent. På grunn av avtalen med EU om en betydelig økt fornybarandel i energibalansen, har svenske og norske myndigheter etablert et felles marked for elsertifikater. Formålet med elsertifikatmarkedet er å realisere tilstrekkelig mengder ny fornybar kraft til at begge land kan nå sine fornybarforpliktelser. Myndighetene har satt et mål om å oppnå 26,4 TWh ny fornybar kraft til sammen i Norge og Sverige. I det norsk-svenske kraftsystemet er det lite fossil 2 kraftproduksjon per i dag. Dermed vil ny kraftproduksjon komme på toppen av dagens kraftproduksjon, og ikke erstatte fossil kraft slik situasjonen er de fleste andre land i Europa. En økning i kraftproduksjonen på 26,4 TWh uten at forbruket øker tilsvarende, vil føre til et samlet kraftoverskudd i Norden de neste årene. Et kraftoverskudd i Norden kan delvis benyttes til å bistå land på Kontinentet med å redusere klimagassutslipp og samtidig skape verdier for norsk kraftproduksjon og deres offentlige eiere. Kraftoverskuddet kan også være en mulighet for økt forbruk både innen petroleum, transport og kraftintensiv industri. Reduserte kraftpriser som følge av et kraftoverskudd vil ha stor betydning for industriens konkurranseevne. Den høye fornybarandelen i det norske kraftsystemet, kan bli en konkurransefordel i et framtidig marked dersom det blir etablert globale klimaavtaler eller annet rammeverk som premierer produksjon med lavt klimafotavtrykk. I et slikt framtidsbilde er det sannsynlig at Norge kan tilby priser på fornybar kraft som er internasjonalt konkurransedyktige. 2 Med unntak av gasskraftverk på oljeplattformer på den norske sokkelen og enkeltanlegg som som Kårstø, Mongstad og Snøhvit Side 7

16 2.2 En region med både kraftoverskudd og kraftunderskudd En tredjedel av Norges kraftproduksjon skjer i Region vest Region vest er svært viktig for Norges kraftproduksjon i og med at rundt en tredjedel av landets samlede kraftproduksjon skjer her. Årsaken er mye nedbør og bratte fjellsider som gir gode forutsetninger for vannkraftproduksjon. De største vannkraftverkene ligger i fjelltraktene øst i regionen. Store vannkraftverk som kan nevnes er Ulla-Førreverkene på grensen mellom Rogaland og Aust- Agder, kraftverkene i Røldal, Suldal og Sima i Hordaland samt de store kraftverkene i Indre Sogn. Hordaland er fylket med størst årlig vannkraftproduksjon, hele 13 prosent av Norges totale normalårsproduksjon skjer her. Figur 2.1 under viser middelproduksjon og middelproduksjon per produksjonstype. Det aller meste av produksjonen er storskala vannkraft, som her er definert som kraftverk større enn 10 MW. I tillegg har regionen noe uregulerbar kraftproduksjon ved småskala vannkraft og vindkraft. Magasinkapasiteten, vist med grå stolper i Figur 2.1, er høy i regionen. Høy samlet magasinkapasitet tilsier generelt høy fleksibilitet i kraftproduksjonen i regionen. Hordaland har den laveste magasinkapasiteten i regionen, og innenfor BKKs område (nord og vest i Hordaland), fylles vannmagasinene opp to til tre ganger per år. Figur 2.1: Kraftproduksjon i Region vest TWh 50 Vindkraft 45 Småskala vannkraft Storskala vannkraft 30 Magasinkapasitet Sogn og Fjordane Hordaland Rogaland VEST Kilde: NVEs kraftverksdatabase 2012 I tillegg til kraftproduksjonen som er vist i Figur 2.1 over, finnes det gasskraftverk på Mongstad og Kårstø med samlet installert kapasitet på ca. 700 MW. Kraftverket på Kårstø har en kapasitet på 3,5 TWh, men har vært så å si ute av drift det siste året på grunn av manglende lønnsomhet, og er ikke forventet å starte produksjonen med det første. Termisk produksjonen i Norge (inklusive Melkøya) de siste fire årene har variert mellom 1 og 6 TWh (Energiutredningen NOU:2012). Mongstad energiverk har en årlig produksjonskapasitet for kraft på om lag 2,3 TWh, i tillegg varmeleveranser til raffineriet Kraftbalansen varierer mye over året og fra år til år De tre vestlandsfylkene har samlet sett et kraftoverskudd på over 13 TWh eksklusiv gasskraft, men regionen er sterkt påvirket av sesongvariasjoner og indre ubalanser. Innad i hvert enkelt fylke er det store lokale underskudds- og overskuddsområder. I tillegg har enkelte av delområdene store variasjoner gjennom året, med underskudd om vinteren og overskudd i produksjonstunge perioder som vår og høst. De siste årene har vi sett en økende utbygging av små og mellomstore vannkraftverk på Vestlandet. Et kjennetegn ved både småkraft og vind, er at produksjonen ikke kan tilpasses til forbruket, men er gitt av henholdsvis tilsig og vind til enhver tid. Figur 2.2 viser middelproduksjon sammenlignet med gjennomsnittlig forbruk i regionen for perioden 2008 til Året 2010 var preget av en kald vinter og lavt tilsig. I regionen er det et Side 8

17 netto overskudd av energi med Sogn og Fjordane som største bidragsyter til overskudd i regionen. Figur 2.2: Kraftbalansen for de tre fylkene 3 i Region vest TWh Middelproduksjon Snittforbruk Balanse Sogn og Fjordane Hordaland Rogaland VEST Kilde:, NVE, RKSU for BKK-området og indre Hardanger, Sogn og Fjordane, Sunnhordland og Nord-Rogaland, Sør-Rogaland og SSB 2.3 Sentralnettet i Region vest er svakt Sentralnettet skal helt overordnet frakte kraft fra der den blir produsert til der den forbrukes. Kraftintensiv industri er normalt plassert i nærheten av store produksjonssentere, slik er det også i Region vest. Figur 2.3 viser et kart over sentralnettet i regionen. Sentralnettet består hovedsakelig av ledninger med 300 eller 420 kv spenning (vist i henholdsvis blått og rødt), men dagens ledning mellom Ørskog og Sogndal er 132 kv (vist i grått i figuren). Figur 2.3: Sentralnettet i Region vest Kilde: Statnetts Nettutviklingsplan Snittforbruket inkluder tap i nett på ca. 9 prosent. Side 9

18 Produksjonen i regionen er som nevnt i hovedsak plassert i fjellene øst i regionen, mens forbruket i stadig større grad konsentrerer seg langs kysten. Unntaket er det meste av kraftintensiv industri som er plassert nære kraftproduksjonen. De store produksjonsanleggene i Vestlandsfjellene er også svært viktig for kraftforsyningen på Østlandet. Kraftproduksjonen i regionen er koblet med ledninger fra Aurland, Borgund, Sima, Sauda og Kvilldal mot de store forbruksområdene på Østlandet. Kraftflyten går dermed i hovedsak østover mot Østlandet og vestover mot kysten fra produksjonsområdene. De viktigste ledningene nord-sør gjennom regionen er dagens 132 kv forbindelse gjennom Sogn og Fjordane (Ørskog-Fardal), en forbindelse mellom Fardal og Sauda og to fra Sauda og sørover. Store deler av Hordaland forsynes nordfra inn til Modalen og sørfra inn til Samnanger. Også inn til Bergensområdet er det to ledninger fra Modalen i nord og Samnanger i vest. Nord-Rogaland er forsynt via tre sentralnettsledninger, to fra Sauda og en fra Blåfalli. Disse ledningene utgjør den såkalte SKL-ringen. Sør-Rogaland er forsynt via to sentralnettsledninger fra Feda og Tonstad. Sentralnettet i Nord-Rogaland er sterkt integrert i det Vestlandske kraftnettet via Blåfalli og Sauda, mens nettet i Sør-Rogaland i større grad henger sammen med det Sørlandske nettet via Feda og Tonstad. En stor andel av sentralenettsledningene i regionen er i perioder (både sommer og vinter) høyt belastet i dagens situasjon Sentralnettet på Vestlandet har en høy alder Det meste av sentralnettet på Vestlandet er bygget på 60- og 70-tallet, og har dermed en alder på år. Normal levetid på ledninger er oppgitt til å være om lag 70 år. Ved fornyelse eller forsterkning av sentralnettet i et område må ofte anleggene tas ut av drift mens arbeidet pågår. Oppgraderingene kan gjøres på flere måter: Ledningen/ transformatorstasjoner tas helt ut av drift ett eller to år mens arbeidet pågår. Da får man en sammenhengende periode med arbeid på ledningen uten å måtte ta hensyn til normal drift. Dette er dermed ikke mulig i et høyt belastet nett fordi det vil gi uakseptabel forsyningssikkerhet i berørte områder. Utkobling skjer bare i sommerhalvåret når forbruket er lavt, arbeidet med fornyelse av linjen kan bare pågå i noen måneder per år. Bygging av en ny ledning ved siden av den gamle, og deretter rives den gamle. På denne måten kan ledningen være i full drift mens arbeidet pågår. En ny ledning bygges i en helt ny trasé. For de to første løsningene, må man ha tilstrekkelig ledig kapasitet i systemet til at en ledning kan kobles ut enten i sommerhalvåret eller hele året, noe som sjelden er mulig i praksis. Det store antallet ledninger og transformatorstasjoner som skal fornyes kompliserer utviklingen av sentralnettet. Man kan ikke koble ut flere ledninger eller stasjoner i samme område samtidig dersom man skal opprettholde sikker forsyning i arbeidsperioden. Dersom fornyelse av sentralnett ikke skal ta svært lang tid eller kreve bruk av nye traseer, må fornyelser av systemet skje mens man enda har tilstrekkelig ledig kapasitet i nettet hele eller deler av året. Et eksempel er fra SKL-området. Ved oppgradering av ledningene i området, søker man å bygge en ny ledning parallelt med dagens ledning for deretter å rive den eksisterende ledningen. Enn slik fremgangsmåte er ikke mulig langs hele strekningen, og noen steder må eksakt samme trase benyttes. På disse strekningene, må dagens ledning rives før en ny kan bygges. En slik måte å bygge på, krever at det er mulig å ta ledningene ut av bruk under anleggsarbeidet. Slik utkobling kan vanligvis bare gjøres på sommerstid når belastningen på nettet er lavest. I dette området er det høy industrilast, og belastninger på nettet vil derfor ikke reduseres dramatisk på sommerstid. Utkoblingstiden er derfor begrenset, og oppgradering av nettet må derfor gjennomføres over en Side 10

19 periode på flere år. I SKL der det er tre ledninger som skal oppgraderes, vil det ta rundt 7-8 år å oppgradere alle tre ledningene siden bare en kan kobles ut om gangen Regional- og distribusjonsnettet er gammelt Regionalnettet består av ledninger med spenningsnivå på 66 og 132 kv. En del kraftproduksjon og større forbrukere er koblet på regionalnettet. Det største antall abonnenter er imidlertid knyttet til distribusjonsnettet som er på lavere spenningsnivå enn dette. Tabell 2.1 gir en oversikt over regional- og distribusjonsnettet i Region vest. Regional- og distribusjonsnettet i Region vest eies av en flere store og mindre nettselskaper. De største netteierne er SFE, BKK, SKL og Lyse. Store deler av regionalnettet er gammelt, rundt prosent av luftledningene er bygget før Dette tyder på et stort reinvesteringsbehov i regionalnettet de neste 10 årene. Tabell 2.1: Oversikt over regional- og distribusjonsnettet i Region vest Ledninger Kabler Regionalnettet Transformatorer Bokført verdi (2010) Distribusjonsnettet Antall målepunkt Bokført verdi (2010) (km) (km) (antall) (mrd kr) (antall) (mrd kr) Sogn og Fjordane , ,1 Hordaland , ,4 Rogaland , ,6 Region vest , ,1 Kilde: RKSU for Sogn og Fjordane, BKK-området, Sunnhordaland og Nord-Rogaland og Sør-Rogaland, alle for , NVEs Nettdata 2.4 Svak forsyningssikkerhet i store deler av regionen Ikke tilfredsstillende forsynings- og driftssikkerhet i Stavanger- og Bergensområdet Bergensområdet har et betydelig kraftunderskudd over året, og i et normalår vil dette underskuddet utgjøre 5,4 TWh (THEMA Consulting, 2011). Dette underskuddet skaper problemer på vinterstid, særlig i tørre og kalde år. På grunn av lav magasinkapasitet, varierer vinterproduksjonen i området mye fra år til år avhengig av tilsig. Figur 2.4 viser at Bergensområdet har hatt en økning i antall timer med redusert forsyningssikkerhet (definert som antall timer der utfall av en ledning gir strømbrudd i området) fra omtrent 1600 timer i 2006 til over 3000 timer for hvert av årene (NVE, 2012). I disse timene ville en feil ført til sonevise utkoblinger til feilen var reparert, på grunn av høyere forbruk enn det kraftverk og ledningsnett internt i området har kapasitet til å forsyne. For 2011 ble antall timer med redusert driftssikkerhet redusert til i underkant av 1700 timer. En stor del av timene med redusert forsyningssikkerhet oppstår i perioder der nettet er intakt, det vi si under normal drift. Vedlikehold eller feil på nettet er årsaken ved under en tredjedel av tiden med lav forsyningssikkerhet. Ved feil i nettet, vil Statnett flere steder i landet ta i bruk systemvern, det vil si at forbruk kobles ut for å opprettholde forsyningen til øvrige forbrukere. Som regel er det industri som utgjør systemvernet, og industriaktører kobles ut for å sikre forbruket til alminnelig forsyning inntil hele forbruket kan gjenopprettes (Statnett, 2012b). I Bergensområdet finnes det imidlertid lite industri utover petroleumsvirksomhet som kan kobles ut. Her vil derfor både petroleum og deler av alminnelig forsyning utgjøre en del av systemvernet og dermed kobles ut ved feil som gjør at ikke hele forsyningen kan opprettholdes. Side 11

20 Timer med redusert driftssikkerhet THEMA-Rapport På nett med framtida Region vest Figur 2.4: Antall timer med redusert driftssikkerhet i sentralnettet for Stavanger- og Bergensområdet. Tall for er over 3000 timer for Bergen Stavanger Bergen Kilde: NVE (2012) Det er ikke tilfredsstillende forsyningssikkerheten til Stavangerområdet. Lyse Elnett publiserte i august 2012 en behovsanalyse for forsterkning av sentralnettet i Sør-Rogaland. Forsyningssikkerheten til Stavanger-området er per i dag svært sårbar, og forsyningssikkerheten i området tilfredsstiller ikke de nasjonale minstekravene. Innenfor det forsyningsområdet som oppleves som mest kritisk, bor det per i dag innbyggere. Dersom det oppstår en kritisk feil i kraftsystemet inn til området, vil et stort antall forbrukere oppleve strømbrudd. Antall timer med redusert driftssikkerhet i sentralnettet til Stavangerområdet har økt i perioden Nedgangen fra 2010 til 2011 kan delvis forklares ved at Statnett har installert et kondensatorbatteri hos Lyse og at det var enn mildere vinter i På samme måte som i Bergensregionen, finnes det ikke kraftintensiv industri i Stavangerområdet. I Stavangerområdet finnes det heller ikke kraftforbrukere innen petroleumsinstallasjoner. Alminnelig forsyning er derfor en viktig del av systemvernet også i dette området. Mongstad Raffineriet på Mongstad vil stoppe helt opp ved selv korte avbrudd i kraftforsyningen. Ved strømstans fra noen millisekunder til 3 sekunder, vil det kunne ta opptil 10 timer før anlegget er tilbake til full produksjon. Inntektstapet knyttet til så korte strømbrudd er estimert til 8-20 millioner ved normale priser i markedet. Dersom anlegget opplever avbrudd på inntil et par minutter, vil det kunne ta opptil to døgn før anlegget er tilbake i normal drift, hvilket innebærer et inntektstap på ca. 20 millioner kroner. Dersom strømbruddet har en varighet som medfører at anleggene går kalde, kan det ta 4-5 døgn før raffineriet er tilbake til normal driftsituasjon, hvilket kan utgjøre økonomiske tap på millioner kroner. Kilde: Nett og verdiskaping THEMA rapport Gjøa Plattformen på Gjøa produserer for fullt hele året. Strømbrudd på Gjøa vil medføre utsettelse av oljeog gassproduksjonen, da tapt produksjon ikke kan hentes ut før etter reservoarets peak som er 2018 for olje, og 2014 for gass. Det økonomiske tapet avhenger av forskjellen i nåverdi ved produksjon nå eller etter peak på feltet, hvilket svarer til rundt 2,7 millioner kroner per korte strømstans og inntil 8,2 millioner kroner for strømstans av en viss varighet. I tillegg vil man tape 0,7 millioner i nåverdi av produsert olje og gass for hver time strømbruddet varer. Kilde: Nett og verdiskaping THEMA rapport Side 12

21 2.4.2 Utfordrende driftssikkerhet i store deler av Sogn og Fjordane Forsyningen til forbrukerne i Nordfjord og Sunnfjord (nord for Sogndal) er store deler av året uten reservekapasitet på ledningene. Det vil si at dersom hovedledningen gjennom området (dagens 132 kv mellom Ørskog og Sogndal) faller ut, vil store områder mørklegges. Forsyningen i området er i en slik situasjon omtrent 5000 av årets timer (Statnett, 2011b). Det finnes imidlertid mulighet for omkobling av nettet og eller oppkjøring av produksjon i området, slik at forsyningen kan gjenopprettes. Også i Indre Sogn risikerer man mørklegging ved feil på forbindelsen inn til området, særlig i perioder med lite vann i magasinene i området (BKK m.fl, 2011). 2.5 Forbruksøkninger i områder med svak forsyningssikkerhet Figur 2.5 viser forventet endring kraftforbruk i regionen fram til Kraftforbruket er forventet å øke med over 5 TWh til et samlet nivå på om lag 35 TWh, inkludert elektrifisering av Utsirahøyden. Figur 2.5: Forventet endring i kraftforbruk i perioden fram til 2020 GWh Bergverk og utvinning Alminnelig forsyning Sogn og Fjordane Hordaland Rogaland VEST Kilde: Sterk befolkningsvekst i områder som allerede har anstrengt forsyningssikkerhet Forbruket i husholdning og tjenesteyting er basert på SSBs basisscenario for befolkningsvekst frem til I basisscenarioet er det antatt at botetthet, energiintensitet og brukstid holdes konstant. Det er forventet en sterk økning i innbyggertallet i Region vest. SSBs prognoser tilsier en økning på 13 prosent i Hordaland og 16 prosent i Rogaland fra 2012 til Befolkningsveksten kan føre til en økning av det totale energiforbruket på 2,1 TWh for alminnelig forbruk 4, til tross for en eventuell økt satsing på energieffektivisering og noe overgang til fjernvarme. Årsaken er at eksisterende byggmasse vil være dominerende på relativ kort sikt. På lengre sikt vil imidlertid overgang til mer energieffektive boliger bidra til å begrense forbruksveksten i alminnelig forsyning. De neste 20-årene vil trolig kraftforbruket til transport øke på grunn av er overgang til elbiler, videre utbygging av Bybanen i Bergen og eventuelt økt bruk av elektriske ferger. Samlet kraftforbruk til transport vil imidlertid fortsatt være beskjedent i perioden fram til Økt etterspørsel etter kraft fra petroleumsindustrien Petroleumssektoren i Region vest øker sin etterspørsel etter kraft, både til utvidelse av eksisterende anlegg og elektrifisering av nye felter. Prosjekter tilknyttet petroleum utgjør en 4 Alminnelig forbruk inkluderer husholdning, tjenesteyting, primærnæring og mobil energibruk Side 13

22 økning i kraftforbruket på om lag 3 TWh innen Prognosen inkluderer da elektrifisering av Utsirahøyden, noe som ikke er besluttet. Stureterminalen og Gjøa-plattformen forventes å ha omtrent samme forbruk som i dag i tiden fremover (BKK, 2012). De nærmeste årene planlegges en ytterligere elektrifisering av Troll A plattformen med kraft fra land (Kollsnes) i Hordaland. Videre har Total fått konsesjon til å forsyne den planlagte Martin Linge-plattformen i Nordsjøen med kraft fra land, via en 170 km lang sjøkabel fra Kollsnes (Total, 2012). Forventet årsforbruk er estimert til ca. 0,35 TWh. Kabelen planlegges å settes i drift innen 2. kvartal i 2016 og estimert investeringskostnad er 390 millioner (2011-) kroner, i følge konsesjonssøknaden fot kabelen. På vinterstid kan det i perioder være begrenset ledig kapasitet i nettet som bringer kraft inn til området. Nytt stort forbruk kan dermed ikke aksepteres uten bruk av systemvern i de ytre områdene av Hordaland før nettet inn til regionen er forsterket. Oljeinstallasjonene i midtre del av Nordsjøen (Utsirahøyden) kan bli forsynet med elektrisk kraft fra Kårstø i Rogaland. En mulig teknisk løsning er å etablere et knutepunkt for å supplere kommende innretninger på Utsirahøyden (feltene Johan Sverdrup, Dagny, Draupne og Luno) med strøm fra land. I takt med utviklingen av feltene videre kommer etterspørselen etter elektrisk energi til å øke gradvis fram mot Den regionale kraftsystemutredningen fra Nord-Rogaland påpeker at aktuelle virkninger av en slik elektrifisering vil ligge i området MW i effektuttak og energiforbruk i størrelsesorden opp mot 2 TWh fra Fra oppstart vil forbruket øke gradvis opp til dette nivået. Statoil påpeker at de alternativt vil vurdere en minimumsløsning med bare 150 MW effektuttak. Statoil utreder saken der samlede investeringskostnader for elektrifiseringen av offshore distribusjonsplattform, kabler og anlegg på land er estimert til ca. 8-9 milliarder kroner (Statoil, 2012). Statnett påpeker at tilknytningen på Kårstø er akseptabelt for kraftsystemet i Nord-Rogaland uten nettforsterkninger forutsatt lokal spenningsstøtte (Statnett, 2012c), gitt dagens forbruksnivå for øvrig i området. Andre mulige elektrifiseringsprosjekter av sokkelen i regionen er Tampen-området og modernisering av eksisterende plattformer og utbygging i Nordsjøen. I vårt estimat for petroleumssektorens kraftforbruk fram til 2020, er ikke elektrifisering av noen av disse feltene inkludert Eventuelle endringer i kraftforbruket i industrien Industrien står for en stor andel av kraftforbruket i regionen. Internasjonale markedsutsikter og norsk industris relative konkurransekraft vil påvirke industriens etterspørsel etter kraft de neste 20 årene. Vi har lagt til grunn at eksisterende industri ikke endrer sitt kraftforbruk fra i dag. Endringer Green Mountain Data Centre På Rennesøy, utenfor Stavanger, bygges det nå et nytt datasenter. I kjølvannet av at en økende mengde data digitaliseres har etterspørselen etter sikker lagring av dataprosesser og programvare hos eksterne leverandører vokst. Lagring av store mengder data krever betydelige energimengder og mye fysisk plass. I forbindelse med økt klima og miljøfokus, samt høyere nasjonale og internasjonale miljøkrav, har begrepet grønne datasentre dukket opp. Norden anses som en attraktiv lokalisering for slike datasenter, på grunn av god tilgang fornybar kraft, kaldt klima, høy forsyningssikkerhet og politisk stabilitet. Prosjektet som bygges på Rennesøy er, i henhold til byggherre COWI, verdens grønneste datasenter. Green Mountain Data Centre var det første norske datasenteret til å signere en kundeavtale - i mars Kilde: COWI 2012 i industriens kraftforbruk er basert på opplysninger om konkrete og offentlige industriprosjekter i regionen av relativ størrelse som er forventet fullført innen Både økt og redusert kraftetterspørsel fra industrien kan gi behov for høyere (eller lavere) nettkapasitet, avhengig av om endringen i forbruket kommer i et område med kraftoverskudd eller kraftunderskudd. For eksempel vil en nedskalering av industriell virksomhet i Sogn og Fjordane ha stor betydning for kraftsystemet. Industrien ligger nære produksjonssentre, og det er svakt nett ut av fylket som allerede har et stort 5 Rapport for Oljedirektoratet «Elektrifiseringsvurderinger for midtre nordsjø» Side 14

23 kraftoverskudd. Eventuelt redusert forbruk vil øke overskuddet, og øke presset på nettet ytterligere utover det økt kraftproduksjon vil bidra med. I Sogn og Fjordane foreligger det flere store potensielle industriprosjekt, men det er høy usikkerhet rundt prosjektene og det foreligger ingen konkrete søknader. Mulige prosjekter er mineralutvinning i Vevring, økt aluminiumsproduksjon i Øvre Årdal og Høyanger, datalagringssenter i Lefdal gruver og datalagringssenter i Luster (Bluefjords). LNG-fabrikken i Risavika (Rogaland) kan bli utvidet med byggetrinn 2 i Det finnes også konkrete planer om et datalagrinssenter kalt Green Mountain på Rennesøy utenfor Stavanger. Hydro har varslet om muligheten for en utvidelse av produksjonskapasiteten på Karmøy (ca 415 MW). I forhold til nettkapasitet, må en betydelig økning i kapasiteten på Karmøy sees i sammenheng med andre industri- og petroleumsprosjekter. I en situasjon der både Utsirahøyden (300 MW) og en betydelig utbygging på Hydro Karmøy skal realiseres, vil det ikke være tilstrekkelig nettkapasitet i dagens nett i Nord-Rogaland. 2.6 Stort potensiale for ny kraftproduksjon Størst potensiale for vann nord i regionen og vind i sør Som beskrevet tidligere, er det forventet at elsertifikatordningen vil utløse 26,4 TWh ny kraftproduksjon i Norge og Sverige til sammen. Det vil være usikkerhet knyttet til hvor stor andel av denne produksjonen som kommer i Norge, og hvordan den vil fordele seg mellom de ulike regionene. Utbyggingen vil trolig skje der utbygging er økonomisk mest gunstig. Regionen vest er den regionen i Norge med størst potensial for ny vannkraft, og samtidig et betydelig vindkraftpotensial. Figur 2.6 viser konsesjonsgitt og -søkt vannkraft og vindkraft per fylke, samt offentlig kjente oppgraderings- og utvidelsesprosjekter i eksisterende vannkraft 6. Samlet potensiale innen 2020 er dermed rundt 12 TWh ny kraftproduksjon, noe mer vind- enn vannkraft. I tillegg til volumet som er vist i Figur 2.6, er 3,2 TWh vindkraft og 0,6 TWh vannkraft forhåndsmeldt til NVE. Det er også prosjekter i regionen under planlegging som så langt ikke er meldt til NVE. Samlet potensiale i regionen er dermed høyere enn det vi forventer skal bygges i hele landet innen Store deler av potensialet er uregulerbar kraft; småskala vannkraft og vindkraft. I hvor stor grad ny produksjon bidrar til ny tilgjengelig vintereffekt er dermed usikker. Oppgraderingsprosjektet i Rogaland er nye Lysebotn kraftverk, som gir en betydelig økning i både kapasitet og produksjon. 6 Potensialet for O/U-prosjekter er trolig større, fordi ikke alle prosjekter må søke om konsesjon. Side 15

24 Figur 2.6: Oversikt over potensialet for ny kraftproduksjon i Region vest GWh Vind - Konsesjonssøkt Vind - Gitt konsesjon/under bygging Vann - Konsesjonssøkt Vann - Gitt konsesjon/under bygging Vann - O/U Sogn og Fjordane Hordaland Rogaland VEST Kilde: NVE konsesjonsdatabase (2012) Det store potensialet for kraftproduksjon venter på nettilgang Sogn og Fjordane har et betydelig kraftoverskudd og eksporterer kraft nesten hele året både nordover, østover og sørover. Det er ikke noe ledig kapasitet til ny produksjon i fylket. I dagens situasjon er det ikke nettkapasitet i Sogn og Fjordane til utbygging av ny vann- og vindkraft i fylket. I perioder på sommerstid stoppes produksjon på grunn av manglende overføringskapasitet over Sognefjorden. I Hordaland er det ikke ledig kapasitet i sentralnettet til ny kraftproduksjon. Til tross for at det i flere områder er underskudd på kraft på vinteren, er det på sommeren overskudd på kraft. Overskuddet er per i dag så stort at det er knapt med plass i nettet til å eksportere kraften ut av fylket. Dermed er det ikke mulig å etablere ny kraft samtidig som man trenger ny kraft for å dekke underskuddet på vinteren. Også i området sør-øst for Hardangerfjorden er det et stort potensiale for ny kraft som ikke kan realiseres uten nettforsterkninger, hovedsakelig regionalnett. Også andre steder i regionen vil utbygging av kraft kreve investeringer i regional- eller distribusjonsnettet i tillegg til i sentralnettet. Holsen Kraftverk Holsen Kraftverk ble tildelt konsesjon september Elvekraftverket er lokalisert i Førde kommune i Sogn og Fjordane. Kraftverket er beregnet å ha en effekt tilsvarende 9,2 MW og en årlig midlere produksjon på 26,3 GWh. Søker og tiltakshaver av prosjektet er det private aksjeselskapet Holsen Kraftverk Norddøla AS, som er eid av grunneierne som har fallrettigheter i prosjektet. Per i dag er overliggende nett sprengt, og det er ikke kapasitet til flere kraftverk utover de som allerede er under bygging eller fikk konsesjon før 1. april Holsen Kraftverk vil derfor ikke kunne knytte seg til nettet før overliggende sentralnett er styrket, eller Ørskog-Sogndal er på plass. Kilde: Småkraftforeningen (2012) I Nord-Rogaland er det ikke per i dag store planer om utbygging av ny kraft. I Sør-Rogaland er det et betydelig potensial for vindkraft, og med dagens nett vil det være rom for MW ny vindkraft. Som beskrevet, er det potensiale for mer ny kraftproduksjon i Region vest enn det vi forventer skal bygges ut i hele landet innen For å kunne gi et realistisk bilde av hva vi tror blir realisert av ny kraftproduksjon i hver region, har vi gjort en fordeling av de 13,2 TWh med ny kraftproduksjon som vi forventer på landsbasis. Vi har deretter antatt at en lik andel av dette potensialet realiseres i hver region. For Region vest sin del anslår vi at 3,7 TWh ny vann- og vindkraft blir realisert dersom de planlagte nettinvesteringene i regionen blir realisert. Side 16

25 2.6.3 Økt kraftflyt i nord-sør retning Bortsett fra noe biokraft i Sverige, er det lite trolig at kraftproduksjon fases ut i noen av landene. Det skal som tidligere beskrevet bygges ut mye ny fornybar kraft, og samtidig forventer NVE en økt produksjon i eksisterende vannkraftanlegg som følge av økt tilsig. Dersom ikke forbruket i Norden økes vesentlig, får vi et betydelig overskudd av kraft i Norden etter Et stort kraftoverskudd i Norden vil gi grunnlag eksport av kraft i flere timer pr. år enn i dag. Utviklingen i den løpende kraftbalansen og prisforskjeller mellom Norge og Kontinentet vil imidlertid avgjøre dette. Mye av den nye kraften vil være småkraft som produserer mest om sommeren når forbruket er lavest, og som derfor i stor grad må fraktes ut av regionen og videre ut av Norden. Vindkraft vil produsere mest på vinteren når forbruket er høyt, men vinden er uforutsigbar hele året. I perioder med lavt forbruk, må også vindkraften fraktes ut av regionen og videre ut av Norden. Mye av utbyggingen av den fornybare kraften vil skje i Region vest og lengre nord i Norge. En stor del av utbyggingen vil også skje nord i Sverige. Kraften nord i Sverige må fraktes sørover til forbruksområdene i Norge, Sverige og til mellomlandsforbindelsene for eksport. Dermed øker kraftflyten fra nord til sør både i Norge og Sverige. En stor del av den norske kraftflyten i nord-sør retning går i dag via Sverige. En økt utbygging av kraft i Nord-Sverige vil føre til at en større andel av kraftflyten som i dag går igjennom Sverige, må gå igjennom Norge. I tillegg vil utbyggingen av fornybar kraft i Sør-Sverige bidra til å redusere kraftunderskuddet her, og dermed bidra til redusert eksport til Sverige. En større andel av norsk krafteksport må derfor skje lenger sør via planlagte sjøkabler til Storbritannia og Kontinentet. Alle momentene som er beskrevet over, tilsier et sterkere sentralnett i nord-sør retning i Norge. Konsekvensen for Region vest er å styrke nettet mellom Midt-Norge og Sørlandet. I eksportsituasjoner vil den største belastningen være på ledningene nærmest mellomlandsforbindelsene. Det er derfor viktig at oppgraderinger og forsterkninger skjer først lengst sør og deretter fortsetter nordover. Side 17

26 3 DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER Påkrevet forbedring av forsyningssikkerheten, økning i kraftforbruket og planer om utbygging av betydelig mengder kraft, er bakgrunnen for de omfattende nettinvesteringsplanene i Region vest. Flere store prosjekter er under bygging. Sima-Samnanger skal sikre kraftforsyningen inn til BKK-området og legge til rette for mer kraftutbygging. Ørskog-Sogndal-linjen gjennom Sogn og Fjordane i nord-sør retning vil åpne for ny kraftproduksjon i fylket og bidra til sikker kraftforsyning i Midt-Norge. Det planlegges også nye ledninger for å bedre forsyningssikkerheten i Bergens- og Stavangerregionen som i dag er svak. For å unngå at nettilgang hindrer kraftutbygging, og samtidig legge til rette for bedret effektivitet i hele det norske kraftsystemet, vil ledningsnettet nord-sør gjennom regionen styrkes. Store deler av dagens nett, særlig på regional- og distribusjonsnettnivå har også en alder som tilsier at behovet for reinvesteringer uansett nærmer seg. Utfordringene i dagens kraftsystem og forventninger om økt produksjon og forbruk i områder med flaskehalser i nettet er bakgrunnen for de omfattende investeringsplanene i regionen. Vi fokuserer mest på investeringer i sentralnettet, men også SFE, BKK, SKL og Lyse har store investeringsplaner i regional- og distribusjonsnettet. De fleste kraftledninger løser flere behov samtidig. Vi har likevel kategorisert de ulike sentralnettprosjektene etter det vi anser å være viktigste årsak, men har kommentert i beskrivelsen også andre nyttevirkninger, som vi også kommer tilbake til i kapittel 4. De samlede effektene av investeringer i kraftnettet er mange og sammenhengene kan ofte være komplekse. Vi har derfor ikke tatt mål av oss å beskrive alle effekter av nettinvesteringene, men har valgt å fokusere på behovene vi mener er viktigst. Figur 3.1 viser planlagte tiltak i sentralnettet i Sogn og Fjordane, Hordaland og Nord-Rogaland. Informasjon om nettinvesteringene er hentet fra offentlig tilgjengelige kilder som konsesjoner eller konsesjonssøknader, Statnetts Nettutviklingsplan, Nettmeldingen, Statnetts hjemmeside og de regionale kraftsystemutredningene. Den samlede vurderingen står imidlertid for vår regning. Figur 3.1: Planlagte tiltak i sentralnettet i Sogn og Fjordane, Hordaland og Nord-Rogaland Kilde: Statnett (2011 a) Side 18