Kraftsystemutredning Helgeland Hovedrapport

Transkript

1 Kraftsystemutredning Helgeland

2

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

28 Helgeland Side 28 HK hadde også måleutstyr hos sine nettkunder som viste effekten av flimmernivået. Den store variasjonen i spenningen førte til at disse instrumentene registrerte tusenvis av kortvarige overspenninger i løpet av få dager. Se figur 4.2 og 4.3. Figur 4.2: Spenningsmåling hos nettkunde Figur 4.3: Spenningsmåling hos nettkunde (hyppighet av overspenninger, som funksjon av spenning og varighet) Problemet har vært gjenstand for en langvarig saksgang fra myndigheters og de involverte parters side. NVE kom med sitt første vedtak i saken I vedtak fra Olje- og energidepartementet av pålegges Mo Industripark å forberede og gjennomføre tiltak for permanent demping av flimmer innen I utgangspunktet har Mo Industripark i flere tilfeller etter dette blitt ilagt bøter for overskridelse av fastsatt grenseverdi for flimmernivå. Bedriften fikk lovnad om ettergivelse av bøtene, dersom tilstrekkelige tiltak ble iverksatt innen Celsa som i dag er eier av stålovnen, investerte i 2008 ca 160 MNOK i en forbedret produksjonsprosess. Den nye produksjonsprosessen løser flere problemer: utslipp av svevestøv, kvikksølv og flimmer. Flimmer-problemet reduseres ved å

29 Helgeland Side 29 ta i bruk forvarming av stålet som skal smeltes. Energien til forvarmingen hentes fra røykgassen som kommer fra stålovnen. På bakgrunn av dette ga Olje- og Energidepartementet Mo Industripark og Celsa Armeringsstål ny frist til august Det nye produksjonsanlegget ble satt i drift i løpet av juli. I begynnelsen hadde man en del innkjøringsproblemer. I tillegg lå samleskinnene i Svabo sammenkoplet fra juli til oktober. Dette resulterte i at man hadde høye flimmerverdier i Rana i perioden juli-oktober Etter at samleskinnene på ny ble delt, har PLT-flimmernivå vært lavere, men fremdeles utenfor forskriftskravet i deler av året, se figur 4.4 som viser overholdelse av PLTforskriftskrav for en del punkter i nettet i Report on Compliance with NVE Plt AB Compliant Noncompliant Missing Count of Weeks Alsten Andaasfossen-22 Arbor Bjorn-22AX Breimo tert Elkem-1 Forsland Gaasvasselv Grytaaga Heroy Holandsvika-22 Kolsvik-132 Kolsvik-300A Mjolkarli Moskjaeran-22 Reingardsaga Sjona Somna Storforshei Tilrem Electrotek/EPRI PQView Site Name Figur 4.4: Overholdelse av PLT-forskriftskrav for 2009 (antall uker innenfor/utenfor) I perioder har man altså problemer med å holde seg innenfor kravet på PLT lik 1,0 i 95% av tida, selv om samleskinnene ligger delt. Det er også slik at flimmernivået er høyere for eksempel i Mosjøen enn det er i Mo i Rana ved denne driftssituasjonen. Dette betyr at forskriftskravet kan bli brutt andre steder på Helgeland, selv om man holder seg innenfor kravet i Mo i Rana. Se figur 4.5 som viser PLT målt /

30 Helgeland Side 30 Figur 4.5: PLT målt i Mosjøen (Breimo) og Mo i Rana (Mobekken) / I uke 25 i 2009 gjennomførte Statnett revisjon av bryterfelt i Rana kraftverk. Dette medførte sammenkopling av samleskinnene i Svabo, og et høyt flimmernivå i Rana samme uke (se figur 4.6). Dersom revisjonen i stedet hadde blitt gjennomført i forbindelse med avvikling av fellesferie hos Celsa (uke ) hadde dette vært unngått. Flimmernivået i uke 25 førte til en del kundeklager. Det førte også til at serveren for innsamling av spenningskvalitetsmålinger gikk ned, da den ikke greide å håndtere alle registreringene fra de rundt 30 instrumentene HK har i nettet. Sjona - Plt AB, Plt BC, Plt CA From to ,0 Plt AB Plt BC Plt CA 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Mon 15 Tue 16 Wed 17 Thu 18 Fri 19 Sat 20 Sun 21 Mon 22 Jun 2009 Time Electrotek/EPRI PQView Figur 4.6: PLT målt i Sjona uke ( )

31 Helgeland Side 31 Pga. flimmer-problematikken er driften i Svabo og Rana for tiden slik at det i Svabo kun er samleskinnen som forsyner stålovnen på Mo som er knyttet mot sentralnettet i Rana. I skrivende stund er to av hovedtransformatorene i Svabo knyttet til denne samleskinnen, hvorav altså den ene av disse transformatorene forsyner stålovnen. Øvrig 132 kv-nett i Svabo er tilkoblet den andre samleskinnen (og denne er knyttet mot sentralnettet via Nedre Røssåga), men Statnett har et ønske om samlet drift i Svabo den dagen det er utført tiltak som muliggjør dette uten at flimmernivået ut til kundene blir for høyt. Store spenningsvariasjoner etter lastavslag/påslag I perioder med lav kraftproduksjon (og dermed lav kortslutningsytelse) i Rana-området har det oppstått situasjoner med store spenningsvariasjoner. Spenningsvariasjonene har ført til enkelte utfall av industribedrifter i HKs nett. Spenningsvariasjonene skyldes plutselige og store endringer i last (40 50 MW) under Svabo (Mo Industripark). Et SVC-anlegg kunne ha regulert spenningen automatisk ved tilsvarende hendelser, men gode varslingsrutiner er også et aktuelt tiltak (i de tilfellene hvor man vet at det vil bli endringer i forbruket). Separatdrift Langvatn Sjona Øresvik Natt til var det et utfall i Meløy-Salten-området. Samtidig sto stålovnen til Celsa. Dette førte til utfall på overstrøm og separatdrift i deler av regionalnettet (se figur 4.7). I forbindelse med separatdriften steg frekvensen til ca 52 Hz (kortvarig ca 60 Hz), og lå slik i ca 30 minutter før man fikk koplet om nettet. Feilen resulterte i havari på utstyr hos et småkraftverk. Figur 4.7: Frekvens i nettet i forbindelse med separatdrift Overharmoniske pga. tyristorlikerettere ved Elkem Aluminium / Alcoa Mosjøen Sommeren 2003 fikk HelgelandsKraft henvendelser om spenningsproblemer hos kunder som forsynes via en av regionalnettslinjene som er koblet til i Mosjøen sekundærstasjon. Det var f.eks. meldt om ødelagte spoler i lysrør. Dette ble etter hvert sett i sammenheng med at et av Elkems filtre for overharmoniske hadde havarert pinsen 2003, samt at det var foretatt utvidelser og ombygginger hos Elkem. Høsten 2003 ble det satt opp instrumenter for måling av spenningskvalitet i Mosjøen sekundærstasjon for å kartlegge forekomsten av overharmoniske (se figur 4.8).

32 Helgeland Side 32 MOS66 Phase A Voltage SS Wave Volts % Fund Time (mseconds) August 28, 2003 at 07:40:54 Local Fund RMS CF Min Max THD HRMS4389 TIF/IT Harmonic Electrotek Figur 4.8: Måling av overharmoniske på 66 kv-nivå i Mosjøen Tiltak ved Alcoa Mosjøen Etter ombyggingen i 2003 økte uttak av reaktiv effekt ved alumiumsverket. Til tider har dette ført til problemer med å opprettholde spenningen i sentralnettet. Alcoa har derfor satt i gang arbeid med å installere anlegg som både vil øke den reaktive kompenseringen og avhjelpe problemene med overharmoniske. Se kap

33 Helgeland Side Elektrisitetsproduksjon Historisk energiutvikling Figur 4.9 viser historisk elektrisitetsproduksjon, -forbruk og -balanse i utredningsområdet. Figur 4.9: Elektrisitetsproduksjon, -forbruk og -balanse (GWh) Gjennomsnittlig el-produksjon på Helgeland siste 10 år er på ca. 6,75 TWh/år. Dette tallet er benyttet som utgangspunkt for prognosering av framtidig energiproduksjon. Ett år skiller seg ut med spesielt lav produksjon, nemlig Dette skyldes i stor grad at produksjonen var høy året før pga. gode priser, samt at det i 2004 ble jobbet med demningen til Akersvatnet (hovedmagasin for Rana kraftverk). Som det framgår av figur 4.9 er det stort sett energioverskudd på Helgeland, gjennomsnittlig 1,13 TWh/år de siste 10 årene. Fjoråret (2009) hadde en energibalanse på 0,72 TWh. Det har vært ett år med energiunderskudd, nemlig 2004, da det altså var spesielt lav produksjon og dessuten relativt stort forbruk Historisk effektutvikling Samlet installert effekt i utredningsområdet har økt med ca. 32 MW de siste 10 år og er nå på 1325 MW. Tilgjengelig vintereffekt er på 1208 MW. Se vedlegg og

34 Helgeland Side Elektrisitetsforbruk Historisk energiutvikling Tabell 4.5 viser elektrisk energiforbruk (i GWh) på Helgeland de siste 10 årene. År Gj.snitt Forbruk (GWh) Tabell 4.5: Elektrisk energiforbruk på Helgeland (GWh) Historisk effektutvikling Lastverdier og tidspunkt for topplasttime Tabell 4.6 viser topplasttimen for sentralnettets region midt og for HelgelandsKraft de siste årene, med tilhørende belastning i HelgelandsKraft sitt nett. Merk at sentralnettets topplasttime for et bestemt år fastsettes ut fra perioden november februar. Dermed kan det forekomme at topplasttimen for aktuelt år har en dato for foregående år. Topplasttimen for HK er derimot basert på kalenderår. Merk for øvrig at topplast for HK i denne sammenheng inkluderer tapet i regionalnettet som HK eide før , men at verdiene er ekskl. tap i R2-nettet (regionalnettet som Statnett eide på Helgeland før ).

35 Helgeland Side 35 Topplasttime Region Midt Topplasttime HK År Dato Dag Time Last i HK (MW) Dato Dag Time Last i HK (MW) Onsdag , Tirsdag 9 230, Onsdag , Onsdag , Torsdag , Onsdag , Fredag , Fredag , Tirsdag , Tirsdag , Torsdag 9 214, Onsdag , Tirsdag 9 217, Fredag , Onsdag , Onsdag 9 239, Torsdag , Tirsdag 9 239, Fredag , Torsdag 9 240, Onsdag , Torsdag , Mandag 9 204, Torsdag , Torsdag , Torsdag , Onsdag ,4 Tabell 4.6: Topplasttimer Belastningens sammensetning i topplasttimen Tabell 4.7 viser total-belastningen i regionalnettet på Helgeland i sentralnettets topplasttime (region midt) År Gj.snitt Sum forbruk Tabell 4.7: Belastninger i sentralnettets topplasttime (MWh/h)

36 Helgeland Side Andre energibærere Fjernvarmenett Infrastrukturen for energi på Helgeland består nesten utelukkende av elektrisitetsnett. Det finnes imidlertid fjernvarmeanlegg i Mo i Rana, Sandnessjøen og Mosjøen. Det foregår for tida utvidelser av anleggene både i Mo i Rana og i Sandnessjøen. Mo Fjernvarme AS Tabell 4.8 viser utviklingen av varmeleveranse for Mo Fjernvarme for perioden NB: Dersom det ikke leveres nok spillvarme fra industrien (som er hovedenergikilden til fjernvarmeanlegget), må varme produseres vha. CO-gass og/eller fyringsolje. Effektkapasiteten i dette produksjonsanlegget er maks. 18 MW, som altså ikke dekker maks. effektbehov (22 MW). Det ble imidlertid etablert en ny varmesentral for reserve- og spisslast i forbindelse med utvidelsene av fjernvarmenettet i 2006, til områdene Vika, Mjølan, Selfors, Ranenget og Tveråneset. Hele fjernvarmeanlegget: * Traselengde (m) Produsert fjernvarme (GWh) Netto levert varme (GWh) Effektleveranse (MW) Tabell 4.8: Utvikling i varmeleveranse, Mo Fjernvarne *) Tallene for 2009 var en prognose basert på forbruk pr. oktober Vi mangler tall for trasélengde etter utvidelsene. Fra 2009 opphørte virksomheten ved EKA Chemicals. Bedriften hadde et eget nærvarmenett på sitt område, og dette er nå overtatt av Mo Fjernvarme, og inkludert i deres anlegg. Sandnessjøen Fjernvarmeanlegg AS Varmeenergien til fjernvarmenettet i Sandnessjøen hentes fra sjøen vha. to varmepumper. Ordinær drift startet i Den første perioden var preget av prøvekjøring, innregulering av anlegget og lav energiutnyttelse i varmepumpene. Opprinnelig trasélengde er 1600 m. Pr var varmelevansen på ca. 3,8 GWh/år, Anleggets produksjonskapasitet var da på ca. 9,5 GWh, hvorav varmepumpene representerer en kapasitet på ca. 5,5 GWh. De resterende 4,0 GWh kommer fra kjeler for spissfyring. Pga. lite kundegrunnlag og utilstrekkelig utbygd rørnett, har altså produksjonsanlegget hatt en betydelig ledig kapasitet. Sandnessjøen Fjernvarmeanlegg AS fikk i 2008 innvilget konsesjon for utvidelse av fjernvarmenettet fra ca m til ca m, for å kunne øke kundegrunnlaget og dermed utnyttelsen av tilgjengelig kapasitet. Pr var omtrent halvparten av utvidelsene

37 Helgeland Side 37 gjennomført. Det er også innvilget konsesjon for en utvidelse av kapasiteten i varmesentralen med en ekstra varmepumpe, samt en ekstra gasskjel for spissfyring. Total varmeleveranse etter utvidelsene er forventet å være ca. 9,3 GWh/år. Mosjøen Fjernvarme Det er nå etablert fjernvarmeanlegg i Mosjøen, hvor spillvarme fra støperiet ved Elkem Aluminium brukes som energikilde. Varmeleveranse var først planlagt kun til området Kippermoen/Nyrud, der det var inngått avtaler med kunder. Total leveranse til dette området var beregnet til ca. 11,5 GWh. Det ble imidlertid også lagt rør til Skjervengan-området og til flere områder i sentrum. I dag leveres det varme til bl.a. sykehjem, barnehage, flere skoler, kulturhus, hotell, brannstasjon og bankbygg. Totalt levert energi er estimert til 15 GWh/år, hvorav ca. 10 GWh/år er fra spillvarme Andre energikilder Utenom elektrisitet og de energikildene som brukes til fjernvarme er det forbruk av olje, gass og kull hos en del industrikunder. Spesielt kan nevnes følgende: Mo Industripark hadde i 2009 et oljeforbruk på ca. 104 GWh og et gassforbruk (CO, propan) på ca. 132 GWh. Dessuten hadde de et fjernvarmeforbruk på ca. 9 GWh. En del av gassen som brukes (CO-rik brenngass) er et biprodukt fra en av bedriftene på industriparken (Vale Manganese). Denne utgjør i noen år opptil GWh/år, og noe av den brukes også til spissfyring for fjernvarmeanlegget på Mo. Tidligere besto gassforbruket ved MIP også av hydrogen. Dette var også et biprodukt, fra EKA Chemicals, og utgjorde ca. 100 GWh/år. Etter at EKA la ned sin virksomhet i 2009 er denne andelen av forbruket ved MIP nå fordelt på de øvrige energikildene. Alcoa Mosjøen, inkludert Alcoa Anode Mosjøen, hadde i 2009 et oljeforbruk på 15,2 GWh, et dieselforbruk på 1,5 GWh, et LNG-forbruk på 216,7 GWh, og et propan- /butanforbruk på 55,1 GWh. LNG (naturgass) har erstattet mye av forbruket av både olje og propan/butan. Hos husholdningskunder består energiforbruket utenom elektrisitet først og fremst av ved og olje, men det begynner også å komme i bruk en del varmepumper. Også pellets tas mer og mer i bruk Fordeling av energibruk på ulike energibærere Når det gjelder energiforbruk utenom elektrisitet er de nyeste tilgjengelige tallene fra 2008 (SSB-statistikk). Figurene nedenfor viser en sammenstilling av energiforbruk i kommunene innenfor utredningsområdet, fordelt på ulike kilder og forbruksgrupper. I motsetning til tidligere er nå også Bindal kommune (som ligger utenfor HelgelandsKrafts konsesjonsområde, men innenfor utredningsområdet) med i statistikken. Deres totale forbruk utgjør for 2008 ca. 62 GWh, noe som tilsvarer mindre enn 1 % av forbruket for hele utredningsområdet under ett.

38 Helgeland Side 38 Figur 4.10 viser totalt energiforbruk i 2008, inkludert elektrisitet, fordelt pr. energikilde. Bidrag fra varmepumper inngår i elektrisk forbruk, og kommer derfor ikke fram spesifikt i statistikken. Vi gjør oppmerksom på at statistikken fra SSB viser et forbruk av kull tilsvarende ca. 100 GWh i Vefsn kommune. Da det ikke er registret noe kullforbruk i kommunen de siste årene, mener vi at dette sannsynligvis dreier seg om en feil. Vi har likevel valgt å vise fordelingen slik den altså blir ifølge SSBs statistikk. Figur 4.11 viser tilsvarende fordeling av energiforbruk på energikilde i industrien, mens Figur 4.12 viser fordeling pr. forbruksgruppe. Gass Olje, diesel, etc. Kull, koks Bio Elektrisitet Figur 4.10: Energiforbruk på Helgeland i 2008, fordelt på energikilde (totalt: 6864 GWh)

39 Helgeland Side 39 Gass Olje, diesel, etc. Kull, koks Bio Elektrisitet Figur 4.11: Energiforbruk i industrien på Helgeland, 2007, fordelt på energikilde (totalt: 5697 GWh) Husholdning Primær Tjenesteyting Industri Figur 4.12: Energiforbruk på Helgeland i 2008, fordelt på forbruksgruppe (totalt: 6864 GWh) Andelen elektrisk energi har ligget ganske stabilt på rundt 90 % i årene Dette gjelder både totalforbruket (figur 4.10) og forbruket i industrien (figur 4.11). Industriens andel av det totale energiforbruket har økt fra ca. 77 % i 2001 til ca. 83 % i 2008 (figur 4.12). Når det gjelder elektrisk forbruk, har industriens andel variert fra ca. 79 % i 2001 til ca. 83 % i 2008.

40 Helgeland Side Påvirkning på kraftsystemet Det forventes ikke at endringer i forbruk av andre energikilder vil få betydning for kraftsystemet i utredningsområdet. Det forventes en viss overgang fra olje til gass i industrien, men neppe noen vesentlige endringer i forholdet mellom elektrisk og annen energi. For alminnelig forsyning forventes en viss overgang til fjernvarme og bioenergi på noe lengre sikt, men som nevnt i kap anses dette å ha liten betydning for lastsituasjonen på regionalnettsnivå Energidata fra lokale energiutredninger Energidataene som er presentert i kapittel er en sammenstilling av data pr. kommune, slik disse brukes i de lokale energiutredningene. Kilde er SSBs statistikk. I tidligere utgaver av kraftsystemutredningen har dataene vært de samme som i siste versjon av de lokale energiutredningene. I herværende versjon er det imidlertid brukt nyere oppdateringer direkte fra SSB, for I siste versjon av lokale energiutredninger er det brukt 2007-tall. Det er en del usikkerhet knyttet til SSBs statistikk, og det mangler også opplysninger om bruk av varmepumper.

41 Helgeland Side Særegne forhold innen utredningsområdet Geografiske og topografiske forhold Utredningsområdet Helgeland dekker landsdelen fra Nord-Trøndelag fylke i sør til Saltfjellet i nord. Dette betyr at regionalnettseierne må forholde seg til både kyst-, fjell- og innlandsområder ved utforming av nettanlegg Større industrikunder Følgende to store industrikunder er tilkoblet regionalnettet på Helgeland: Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen, topplast ca. 350 MW) Mo Industripark, Mo i Rana (topplast ca. 250 MW) Pga. endringer i eierforholdene skiftet Elkem Aluminium Mosjøen navn til Alcoa Mosjøen. Også bedriftene EKA Chemicals Rana (topplast ca. 30 MW) og Rana Gruber (topplast ca. 10 MW) - begge i Mo i Rana - er i utredningen betraktet som kraftintensiv industri. Etter mange års drift la imidlertid EKA ned virksomheten våren Eier- og driftsforhold HelgelandsKraft er den største regionalnettseieren i området overtok HelgelandsKraft det såkalte R2-nettet, dvs. det regionalnettettet som Statnett inntil da hadde eid på Helgeland. Mo Industripark og Alcoa Mosjøen eier hver sine begrensede nett, som for det meste benyttes for egenforsyning. Det meste av kraften som produseres i området foreståes av Statkraft og HelgelandsKraft. Mesteparten av produksjonskapasiteten er tilknyttet sentralnettet og/eller regionalnettet. Kraftsystemet på Helgeland kjennetegnes ved at produksjonen og de store forbrukerne er lokalisert relativt nært hverandre.

42 Helgeland Side Befolkning De siste to årene har befolkningstallet gått opp i kommunene Brønnøy, Vevelstad, Leirfjord, Hemnes og Rana. Størst prosentvis økning hadde Vevelstad, med 5,2 %. Størst absolutt økning hadde Rana, med 190 innbyggere. De øvrige kommunene har hatt nedgang i folketallet i samme periode. Den største nedgangen, både prosentvis og absolutt, var i Herøy, med -3,9 % og -65 innbyggere fra 1/ til 1/ Totalt i hele utredningsområdet har folketallet økt med 264 innbyggere (0,4 %) de siste to årene. Tabell 4.9 viser kommunevis befolkning pr Kommune Innbyggere Alstahaug Brønnøy Dønna Grane Hattfjelldal Hemnes Herøy Leirfjord Nesna Rana Sømna Vefsn Vega Vevelstad 510 Tabell 4.9: Innbyggere pr kommune pr Kilde: SSB.

43 Helgeland Side 43 5 Fremtidige overføringsforhold 5.1 Alternativer for utvikling Scenarier for forbruk Da elektrisitetsforbruket hos den kraftkrevende industrien på Helgeland utgjør hele 78 % av totalforbruket (gjennomsnitt av siste 10 år), er det her tatt utgangspunkt i utviklingen hos disse bedriftene. I scenariene er denne industrien delt inn i to grupper: Kraftkrevende industri i Mosjøen (Alcoa, tidligere Elkem Aluminum). Kraftkrevende industri i Mo i Rana (Mo Industripark, samt Rana Gruber og nå nedlagte EKA Chemicals). Mo Industripark består riktignok av mange bedrifter, hvorav bare de største er å regne som "kraftkrevende", men da disse står for mesteparten av forbruket til Mo Industripark, har vi her behandlet hele industriparken som én enhet. På bakgrunn av ulike prognoser for den kraftkrevende industrien er det utarbeidet fire scenarier for lastutvikling på Helgeland: A) Minimumsprognose for kraftkrevende industri både i Mo og Mosjøen. B) Maksimumsprognose for EAM i Mosjøen, minimumsprognose for kraftkrevende industri i Mo i Rana. C) Minimumsprognose for EAM i Mosjøen, maksimumsprognose for kraftkrevende industri i Mo i Rana. D) Maksimumsprognose for kraftkrevende industri både i Mo og Mosjøen. Alminnelig forsyning For det øvrige energforbruket på Helgeland antas tilnærmet status quo, da dette utgjør lite av totalforbruket. For effektprognosene er det for scanario A lagt til en svak økning i uttaket under Alsten pga. industrivirksomhet som nå er i oppstartsfasen. For scanario B, C og D er økningen under Alsten mye kraftigere; dessuten er det i disse scenariene tatt med økning under Langfjord pga. mulig økning hos to industribedrifter. Energiprognosene (for alminnelig forsyning) gjenspeiler stort sett effektprognosene. For scenario A antas det at energiøkningen blir såpass liten at den ikke er signifikant. For scenario B, C og D antas det en forbruksøkning på 10 GWh/år for alminnelig forsyning (som altså inkluderer industribedrifter utenom kraftkrevende industri).

44 Helgeland Side Scenarier for produksjon Det eksisterer planer for mange vannkraftverk og flere vindmølleparker på Helgeland. Noen prosjekter er konsesjonssøkt eller forhåndsmeldt, mens andre prosjekter foreløpig bare er på utredningsstadiet. Da det samlede produksjonspotensialet er nokså stort (ca MW og 4,9 TWh/år), er det vanskelig å anslå en realistisk prognose for produksjon. Det er derfor valgt tre scenarier for produksjon: 1. Konservativ utbygging: Det antas at kun kraftverk som er vedtatt bygd eller som har fått innvilget konsesjon blir realisert. Dette tilsvarer prosjektene som er nevnt i kap Middels utbygging: I tillegg til prosjektene i scenario 1 er det antatt at alle konsesjonssøkte og meldte vannkraftprosjekter blir realisert. Samme kriterier ble lagt til grunn i fjorårets utredning. Vi har tidligere også inkludert en del av vannkraftprosjektene på utredningsstadet i dette scenariet, men vi mener at nåværende praksis gir et godt bilde på en sannsynlig utvikling, da det på den ene siden vil være en del prosjekter på utredningsstadiet som høyst sannsynlig blir realisert, mens det på den annen side kan være en del av de meldte/konsesjonssøkte prosjektene som ikke blir realisert. Alle vindkraftprosjekter (og termisk kraftverk) er som tidligere holdt utenfor i scenariet. 3. Stor utbygging: Alle eksisterende planer for kraftverk på Helgeland inkludert prosjekter som bare er på utredningsstadiet antas realisert. Dette scenariet inkluderer dermed alle vannkraftverk og vindkraftverk samt termisk kraftverk.

45 Helgeland Side Effekt- og energibalanse pr. scenario Tabellene viser effekt- og energibalanse i utredningsområdet pr. 2025, for de ulike kombinasjonene av scenariene nevnt over. Effektbalansene refererer til en lavlastsituasjon, dvs. "worst case" mhp. å overføre effekt ut av området (jfr. kap ). Lavlast er beregnet som følger: Alminnelig forsyning antas å ha et forbruk på 20 % av belastningen i topplast. Kraftkrevende industri på Mo antas å ha et forbruk på 60 % av belastningen i topplast. Kraftkrevende industri i Mosjøen antas å ha konstant last, altså ingen reduksjon for lavlastsituasjon. Mosjøen, minimumslast Mosjøen, maksimumslast Mo i Rana, minimumslast Effektbalanse: 951 MW Energibalanse: GWh Effektbalanse: Energibalanse: 814 MW 603 GWh Mo i Rana, maksimumslast Effektbalanse: Energibalanse: 871 MW 936 GWh Effektbalanse: Energibalanse: 736 MW -278 GWh Tabell 5.1: Produksjonsscenario 1: Konservativ utbygging, 2025 Mo i Rana, minimumslast Mosjøen, minimumslast Effektbalanse: MW Energibalanse: GWh Mosjøen, maksimumslast Effektbalanse: MW Energibalanse: GWh Mo i Rana, maksimumslast Effektbalanse: MW Energibalanse: GWh Effektbalanse: Energibalanse: MW 762 GWh Tabell 5.2: Produksjonsscenario 2: Middels utbygging, 2025 Mo i Rana, minimumslast Mo i Rana, maksimumslast Mosjøen, minimumslast Effektbalanse: MW Energibalanse: GWh Effektbalanse: MW Energibalanse: GWh Mosjøen, maksimumslast Effektbalanse: MW Energibalanse: GWh Effektbalanse: MW Energibalanse: GWh Tabell 5.3: Produksjonsscenario 3: Stor utbygging, 2025

46 Helgeland Side Vurdering av scenarier Effektbalanse for hele utredningsområdet Som nevnt i kap er samlet installert effekt i utredningsområdet 1325 MW pr , mens tilgjengelig vintereffekt er 1208 MW. Forbruks-scenariet med størst forbruk innebærer en maksimal effekt-belastning (se vedlegg 4.2.7) på ca. 975 MW i 2025 (høyeste registrerte belastning i sentralnettets topplasttime de siste 10 år er 831 MW (2004)). Selv om en legger dagens tilgjengelig vintereffekt til grunn, har en altså et betydelig effektoverskudd i området både i dag og i 2025, uansett forbruksscenario. Det er altså normalt ikke noe problem med tilgjengelig effekt i området. Dette er bakgrunnen for at det i kap er fokusert på den maksimale effekten som må kunne transporteres ut av området. Effektbalansen presentert i tabellene er dermed basert på maksimal installert effekt (ikke vintereffekt) i kombinasjon med effekt-forbruket i lavlast for hvert av forbruksscenariene. Som vist i tabellene er det maksimale effektoverskuddet i området ca. 950 MW for det konservative utbyggingsscenariet, ca.1270 MW for "middels produksjon" og 2390 MW for scenariet "stor utbygging". Energibalanse for utredningsområdet Energibalansen i området vil være positiv for alle scenarier unntatt ved konservativ kraftutbygging kombinert med maksimallast-scenariet både i Mosjøen og Mo i Rana. Interne forhold i regionalnettet på Helgeland Når det gjelder flaskehalser og effektflyt internt i regionalnettet, er dette nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten.

47 Helgeland Side Drivere/faktorer for framtidig utvikling Drivere/faktorer for energiforbruk, kraftkrevende industri Følgende faktorer vurderes som viktige for framtidig energiforbruk hos den kraftkrevende industrien i regionen: Råstoff-priser Pris på elektrisitet Pris på andre energikilder Salgspriser Politiske rammer Teknologisk utvikling Industrien på Helgeland har tidligere hatt langsiktige kraftavtaler til relativt gunstige priser. Enkelte av disse avtalene er imidlertid nå avviklet, noe som har ført til usikkerhet ved den kraftkrevende industrien i Mo i Rana. Ved Alcoa Mosjøen er situasjonen noe mindre kritisk, etter som de omkring 2000 sikret seg nye, langsiktige kraftavtaler. Det er ennå usikkert hvordan betingelsene for kraftkrevende industri generelt vil bli framover. Andre politiske føringer av betydning er CO 2 -kvoter, både som innvirkende faktor på energipris og mhp. lokale utslipp. Generelle miljøkrav er også viktige for aktiviteten ved industrien. For stålovnen ved Mo Industripark har dessuten krav til spenningskvalitet fått stor betydning, da flimmerproblemer har krevd kostbare tiltak (se kap ). Utvikling innen teknologi kan også få betydning for forbruket. F.eks. forskes det for tiden på en ny teknologi for å produsere aluminium med et radikalt lavere strømforbruk. Drivere/faktorer for energiforbruk, alminnelig forsyning For alminnelig forsyning anses følgende faktorer som viktige for det framtidige energiforbruket: Pris på elektrisitet Pris på andre energikilder Støttetiltak til alternative energikilder Krav om utfasing av fossile brensler i kommunale bygg Krav til energieffektivitet i bygninger Demografi

48 Helgeland Side 48 Drivere/faktorer for elektrisitetsproduksjon Følgende faktorer anses som de viktigste for framtidig elektrisitetsproduksjon: Generell energipris Tiltak mhp. flaskehalser mellom prisområder (inkl. kabler til kontinentet) Investeringsplikt og anleggsbidragsregler for nettutbygging/-forsterkning ved ny produksjon Støtteordninger (særlig for småkraft og vindkraft) Miljøkrav i forbindelse med produksjonsanleggene.

49 Helgeland Side Nettanalyser, dagens situasjon Tunglast Resultater av lastlytanalyser for tunglast er vist i grunnlagsrapporten Dimensjonerende produksjonssituasjon Det er også foretatt lastflytanalyser for å vurdere regionalnettskapasiteten mht. å ta imot ny produksjon.dette er behandlet i grunnlagsrapporten. 5.3 Nettanalyser, framtidige situasjoner Grenseområdet Helgeland/Salten (Sjona-området) I Sjona-området er det mange planer for kraftutbygging. Disse har vært gjenstand for analyser i flere rapporter; først Nettstudie Helgeland - Salten som kom i I skrivende stund har Statnett nettopp avsluttet arbeidet med en ny rapport om området, i samarbeid med SKS Nett og HelgelandsKraft. Nettstudie Helgeland - Salten Denne rapporten tar for seg flere områder på Helgeland og i Salten - deriblant Sjonaområdet. Arbeidet med Nettstudie Helgeland - Salten ble igangsatt i 2007, og ferdig rapport forelå våren Arbeidet ble utført i 2 faser, som kort kan oppsummeres som følger: Fase 1: Valg av last- og produksjons-scenarier, inkl. kvantifisering av disse. I denne fasen ble det besluttet at følgende scenarier skulle studeres: Konservativ kraftutbygging (kun prosjekter som er vedtatt bygd eller som har fått innvilget konsesjon), tilnærmet uendret last, analyseår 2010 Middels kraftutbygging (ekskl. vindkraft), tilnærmet uendret last, analyseår 2015 og 2025 Middels kraftutbygging (ekskl. vindkraft), nedgang for deler av kraftintensiv industri, analyseår 2015 og 2025 Stor kraftutbygging (inkl. vindkraft), tilnærmet uendret last. Sentralnettsutvidelse Svartisen Trøndelag forutsettes. Analyseår 2015 og Stor kraftutbygging (inkl. vindkraft), økning for deler av kraftintensiv industri. Sentralnettsutvidelse Svartisen Trøndelag forutsettes. Analyseår 2015 og Fase 2: Lastflytanalyser, samfunnsøkonomisk analyse, forskjellige nettalternativer. Det skulle foreslås tiltak i nettet som ville betjene behovene i regionalnettet og opp mot sentralnettet. Behov i sentralnettet skulle også behandles, men ikke så dyptgående som for

50 Helgeland Side 50 regionalnettet. Dette skulle gi et grunnlag for valg av tiltak i nettet som ville være robuste mhp. usikkerheten i framtidig overføringsbehov. De endringer i planer som har skjedd siden nettstudien ble utarbeidet anses ikke for å være større enn at resultatene fremdeles er relevante. I den ferdige rapporten er området Helgeland/Salten inndelt i 8 del-områder med hvert sitt kapittel. 3 av disse del-områdene ligger i utredningsområde Midtre Nordland, 4 av dem ligger på Helgeland, mens ett del-område tar for seg grenseområdet omkring Sjona, dvs. både Midtre Nordland og Helgeland. Under følger en kort oppsummering av analysene for dette området. Økonomisk analyse av tiltak i Sjona-området I området omkring Sjona foreligger det planer om betydelig kraftutbygging - både vannkraft og vindkraft. Det er gjort en økonomisk analyse av ulike aktuelle tiltak i sentral- og regionalnett, med utgangspunkt i de tre produksjonsscenariene konservativ, middels og stor utbygging. Lastflytanalyser for Sjona-området I nettstudien er det gjort lastflytanalyser i forbindelse med vurderingen av Sjona-området. Det er gjort lastflytanalyser for lavlast (henspeiler på sesongvariasjon), forutsatt basis last (henspeiler på last-scenario), for analyseåret 2025, under produksjonsscenariet middels utbygging. Det er gjort én slik lastflytanalyse for hvert av forsterkningstiltakene som i nettstudien er foreslått under produksjonsscenariet middels utbygging. Dette produksjonsscenariet innebærer noe høyere produksjon enn scenariet med samme navn i herværende kraftsystemutredning (se kap ). Det er også gjort lastflytanalyse med ovennevnte last- og produksjonsforutsetninger for analyseåret 2025 uten forsterkningstiltak. Resultatene er vist i grunnlagsrapporten samt i selve nettstudien. Rapport fra Statnett: Nettkonsekvenser av ny småkraft/vannkraft i Salten- og Helgelandområdet Statnett har det siste året samarbeidet med SKS Nett og HelgelandsKraft om en rapport som studerer grenseområdet Helgeland/Salten nærmere. Rapporten er i ferd med å ferdigstilles Mulige framtidige flaskehalser (utenom Sjona-området) Avhengig av produksjonsscenario vil det kunne oppstå flaskehalser også i andre deler av regionalnettet på Helgeland. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten.

51 Helgeland Side 51 6 Forventede tiltak og investeringsbehov I dette kapittelet presenteres planer for regionalnettet på Helgeland, fra prosjekter som er vedtatt gjennomført til prosjekter som bare er på utredningsstadiet. Planer for kraftverk som tenkes tilknyttet distribusjonsnettet (inkl. små-, mini- og mikrokraftverk) er også tatt med, for å synliggjøre den totale forventede økningen i kraftproduksjon i området. Stort sett er disse planene beskrevet samlet til slutt i hvert delkapittel. En oversikt over alle prosjektene beskrevet i kapittelet er vist i vedlegg. Som nevnt innledningsvis i dokumentet er det utarbeidet en grunnlagsrapport som er unntatt offentlighet. Der er forventede tiltak beskrevet mer detaljert. 6.1 Pågående arbeid Ledning Grytåga Alsten: Renovering (utenom fjordspenn) Det er besluttet at bestående ledning Grytåga Alsten skal rehabiliteres, også utenom Vefsnfjordspennet som ble skiftet ut i 2009 (jfr. kap ). Alle komponenter i anlegget vil bli utskiftet, og tverrsnittet vil bli økt. Arbeidet vil starte i 2010 og antas å være ferdig Kostnadene antas å bli rundt 45 mill. kr Laksen kraftverk Anleggsarbeidet på Laksen kraftverk ble påbegynt i 2009 (etter at konsesjonen for kraftverket ble forlenget i 2008). Kraftverket antas å være i drift februar Plassering vil være 5 10 km øst for Grytåga kraftverk. Kraftverket antas å ha en årlig produksjon på ca. 22,4 GWh, med en installert ytelse på ca. 5,5 MVA. I tillegg regner en med en økt årsproduksjon på ca. 2,4 GWh i Grytåga. Investeringskostnader er anslått til 130 mill. kr. inkl. nettilknytnings-kostnader Små kraftverk I skrivende stund pågår det arbeid med seks små kraftverk, med en samlet ytelse på 15,7 MW og en forventet årsproduksjon på 52,1 GWh.

52 Helgeland Side Vedtatte tiltak Små kraftverk I kap. 6.1 vises det til kraftverksprosjekter hvor det fysiske arbeidet er kommet i gang. I skrivende stund kjenner man til fire andre prosjekter i utredningsområdet som er vedtatt igangsatt. Samlet årlig produksjon fra disse kraftverkene vil bli på om lag 13,4 GWh, med en samlet installert effekt på ca. 4,3 MW.

53 Helgeland Side Tiltak som har fått innvilget konsesjon Grytendal kraftverk Dette planlagte kraftverket (også kalt Bogaelva/Kolsvik III) ligger sør i utredningsområde Helgeland, i nærheten av Kolsvik kraftverk. Olje- og energidepartementet har gitt NTE konsesjon for dette prosjektet. Kraftverket antas å ha en årlig produksjon på ca. 22 GWh, med en installert ytelse på ca. 9 MW (3 + 6 MW). Investeringskostnader er tidligere anslått til 81 mill. kr. Grunnet økning i investeringsanslaget til rundt 130 millioner er prosjektet lagt på is inntil videre i påvente av avklaringer rundt rammebetingelser for ny fornybar produksjon (sertifikatordning) Kjensvatn kraftverk Statkraft fikk konsesjon for Kjensvatn kraftverk som vil ligge km øst for Bjerka kraftverk se vedlegg 1.2. Det forelå 2 hovedalternativer A og B. Statkraft søkte primært om alternativ B og fikk innvilget konsesjon for dette alternativet. I selve Kjensvatn Kraftverk vil en få en årlig produksjon på ca. 61 GWh. Utbyggingen vil imidlertid også gi en mindre produksjonsøkning i Rana kraftverk, slik at total årlig produksjon som følge av utbyggingen vil bli ca. 75 GWh. Installert ytelse i Kjensvatn kraftverk vil være ca. 11 MW (13 MVA). Investeringskostnader er anslått til 350 mill kr. Det er ikke tatt noen avgjørelse ennå mht. om prosjektet skal realiseres Øvrige små kraftverk Foruten prosjektene som er nevnt tidligere i kapittel 6.3 er det 18 andre prosjekter i utredningsområdet som har fått innvilget konsesjon. Samlet effekt for disse er på ca. 70 MW, med en antatt årsproduksjon på omkring 222 GWh. En del av disse kraftverkene ligger i områder der det er aktuelt med felles nettløsning for flere kraftverk, men der ikke alle har fått konsesjon. Dette er beskrevet nærmere under kapittel 6.4 og 6.5: Tosbotn-området: kap Røssvatn: kap Elsfjord: kap Leirskardal: kap Lande: kap Nord-Rana: kap

54 Helgeland Side Ytre Vikna vindkraftverk (Nord-Trøndelag) tilknytning til Kolsvik (Helgeland) Olje- og energi-departementet ga i 2006 klarsignal til bygging av et vindkraftanlegg på Ytre Vikna i utredningsområde Nord-Trøndelag, med installert ytelse på inntil 249 MW og en antatt årsproduksjon på inntil 870 GWh. Per dags dato er aktuell størrelse på vindparken 175 MW. Prosjektet er beskrevet i kraftsystemutredningen for Nord-Trøndelag. Det eksisterer planer for både en redusert ( trinn 1, inntil 69 MW) og full utbygging. Dersom planene for full utbygging følges, vil det kunne få konsekvenser for nettet på Helgeland, etter som produksjonen vil flyte via nettanlegg her. Hvor mye av vindparken som faktisk vil bli bygget ut er ikke avgjort ennå.

55 Helgeland Side Konsesjonssøkte og meldte tiltak (inkl. i nær framtid) Prosjekt Kraftforsyning Sør-Helgeland Bakgrunn for prosjektet Bakgrunnen for prosjekt "Kraftforsyning Sør-Helgeland" er et ønske om å oppnå tosidig forsyning av kommunene Brønnøy, Sømna og Vega, samt å tilrettelegge for ny produksjon i området (planer om vannkraftutbygging i Tosbotn, mm). Se figur 6.1. I 2009 ble det opprettet et naturvernområde i området mellom Grytåga og Langfjord (Lomsdal-Visten nasjonalpark og Strauman landskapsvernområde). Eksisterende linje Grytåga Langfjord går gjennom sentrale deler av dette området, og planlegges delvis erstattet av en ny forbindelse fra Visten til Tilrem, som vil berøre området i mindre grad. I juli 2007 ble konsesjon innvilget av NVE, men denne ble påanket. Prosjektet er derfor fremdeles oppført under "konsessjonssøkte og meldte tiltak" i denne utredningen, inntil det foreligger endelig avgjørelse. Pr. mai 2010 er saken fremdeles til behandling hos OED. Figur 6.1: Eksisterende regionalnett på sør-helgeland Grønn strek viser området som har vært utredet for vern.

56 Helgeland Side 56 Beskrivelse Det alternativet som i konsesjonssøknaden omtales som "hovedalternativet" (se figur 6.2) omfatter følgende tiltak: Tilrem sek.stasjon rehabiliteres og utvides. Dette er stort sett ferdig utført. Det som gjenstår er ny transformator samt sanering av deler av den gamle stasjonen. Ny sekundærstasjon etableres i Trongsundet for lokalforsyning i Velfjord (inkl. gruveanlegget til Brønnøy Kalk) og forsyning av Sømna. Eksisterende ledning Kolsvik Langfjord Tilrem beholdes, men forbikobles Langfjord Kraftverk, og kobles i stedet til nye Trongsundet sekundærstasjon. Bestående ledning Grytåga Langfjord kuttes ved Ausa (Tangvik) i Vistenfjorden, og det bygges ny linje i ny trasé fram til Tilrem. Bestående linjedel Ausa (Tangvik) Langfjord demonteres, og trasé frigjøres for naturvernområdet. Deler av nettet mellom Strand og Tilrem demonteres. I tillegg til tiltak i regionalnettet ble det bestemt at bestående fordelingsnett mellom Tilrem og Sømna skulle forsterkes, for å oppnå bedre reserveforsyning av Sømna. Dette er nå utført. Planlagt produksjon i Tosbotn forutsettes tilknyttet regionalnettet mellom Kolsvik og Trongsundet. Figur 6.2: Forslag til framtidig regionalnett på sør-helgeland, i hht. prosjektet "Kraftforsyning sør-helgeland" hovedalternativet.

57 Helgeland Side Kraftutbygging i Tosbotn, samt nettutbygging Kraftverkene HelgelandsKraft Produksjon har søkt konsesjon for seks vannkraftverk i Tosbotn, med årsproduksjon på til sammen 154 GWh. Kraftverkene er vist med nummer 1 6 i figur Figur 6.3: Planlagte småkraftverk i Tosbotn Ett av kraftverkene, Lille Tosdalen (merket med nr. 6 i figur 6.3), har fått avslag på konsesjonssøknaden. Tekniske data for de øvrige kraftverkene er vist i tabell 6.1 (med nummer som i figur 6.3). Årsproduksjon og installert effekt ble oppjustert etter at prosjektene ble konsesjonssøkt. Tabell 6.1 viser både opprinnelige og justerte tall.

58 Helgeland Side 58 Kraftverk Ca. installert effekt Ca. produksjon (MW) (GWh/år) Vannvei Regulering Invest. (mill kr) Omsøkt Justert Omsøkt Justert Kraftv. Radial 1. Leiråa 3,9 5,0 25,0 29,8 Nedgravde rør 4 meter 56,8 0,89 2. Bjørnstokk 7,4 8,2 23,3 25,8 Sjakt Ingen 56,6 0,55 3. Tverråga 4,7 6,0 14,7 16,8 Rør, tunnell " 45,3 0,26 4. Storelva * 7,0 8,0 20,3 22,6 Rør " 66,4 0,13 5. Tosdalen 10,2 18,0 29,9 43,7 Sjakt " 80,4 2,30 *) Inkl. Kromåa Tabell 6.1: Tekniske data og investeringskostnader for planlagte kraftverk i Tosbotn Leiråga kraftverk planlegges bygget i samarbeid med Marine Harvest AS (tidligere Fjord Seafood), som har settefiskanlegg på stedet. Dette anlegget tar vann fra Leiråga, og kraftverket utføres med dypvannsinntak som sikrer stabil temperatur og vannkvalitet for settefiskanlegget. Marine Harvest har for øvrig planer om utvidelse av driften, noe som forutsetter økt krafttilgang i området. Dagens 22 kv-nett til Tosbotn har ikke overføringskapasitet til en slik økning. Av kraftverkene i tabell 6.1 har Bjørnstokk, Tverråga og Storelva fått innvilget konsesjon. Leiråa og Tosdalen har fått henholdsvis positiv og negativ innstilling til OED, og en endelig avgjørelse avventes. I tillegg til HK Produksjons utbyggingsplaner har Fjellkraft AS planer om å bygge Kjelvikelva kraftverk, sør for Tosenfjorden (merket med 7 i figur 6.3). Dette prosjektet er innvilget konsesjon. Installert effekt er oppgitt til 7,8 MW, og forventet årsproduksjon er 20,4 GWh. Produksjonen herfra vil måtte mate inn til samme transformatorstasjon i Tosbotn som de øvrige kraftverkene, slik at den totale produksjonen ut av området blir på opptil ca. 159 GWh/år. Kostnadene for kraftverket er beregnet til ca. 65 mill. kr. Selv om flere av kraftverkene altså har fått konsesjon, er det totale prosjektet for området med all produksjon samt felles nettløsning her behandlet som en helhet. Det er derfor plassert under prosjekter som er konsesjonssøkte. Nettløsning Det må bygges en transformatorstasjon i Tosbotn-området for å ta imot produksjonen fra kraftverkene, samt linje derfra for tilknytning til eksisterende regionalnett.

59 Helgeland Side Kraftutbygging ved Røssvatnet, samt nettutbygging Planer om kraftutbygging Det foreligger mange planer for kraftverksutbygging omkring Røssvatnet (Hattfjelldal og Hemnes kommuner): Utbygging av Krutåga m.m. I Krutåga-området er det planer om å bygge ut henholdsvis Øvre og Nedre Krutåga, samt Bjørkåselva og Mølnhusbekken. Det eksisterer flere ulike alternativer hvor det enten etableres flere separate kraftverk eller overføringer til ett felles kraftverk. Samlet installert effekt ble opprinnelig antatt å være ca. 35 MW, og årsproduksjonen var forventet å bli mellom 123 GWh og 162 GWh, avhengig av alternativ. Investeringskostnadene ble anslått til mill kr, avhengig av alternativ. Disse planene er meldt til NVE. Det har senere blitt meldt en oppdatert variant av ett av alternativene, der maksimal installert effekt er økt til ca. 64 MW, og årsproduksjonen til GWh. Investeringskostnadene er med det økt til ca. 700 mill. kr. Alternativet med tre kraftstasjoner i henholdsvis Øvre Krutåga, Nedre Krutåga og Mølnhusbekken/Bjørkåselva (felles) er vist i figur 6.4 som gule sirkler. Prosjektet er merket med A i figuren. Det må bygges en transformatorstasjon i området (ved Grubben) for å ta imot produksjonen. Nøyaktig lokalisering av denne vil avhenge noe av valgt alternativ for kraftutbygging. Andre utbyggingsplaner ved Krutåga Det har senere blitt lansert planer om flere enkeltkraftverk i det samme området. Disse vil i så fall også mate inn til Grubben transformatorstasjon. Kraftverkene er angitt med B i figur 6.4 og er vist med hvite sirkler. Total installert effekt for disse kraftverkene antas å være 4 8 MW. Utbyggingsplaner ved Nord-Røssvatnet Ved Nord-Røssvatnet er det søkt konsesjon for tre kraftverk: Bessedørelva, Steikvasselva og Speltfjellelva. Samlet installert effekt er ca. 15 MW, og samlet årsproduksjon ca. 57 GWh. Av disse har Bessedørelva og Steikvasselva fått konsesjon, mens Speltfjellelva har fått avslag. Samlet effekt blir med det redusert til ca. 10 MW og årsproduksjonen til ca. 30 GWh. Det er dessuten mulig at det kommer et kraftverk på noen få hundre kw ved Skarelva. Dersom produksjonen fra Krutåga-området forsynes nordover mot Øvre Røssåga, er det rimelig å forsøke å ta produksjonen i Nord-Røssvatnet inn i det samme nettet, via en felles transformatorstasjon. Kraftverkene er merket C i figur 6.4. Andre utbyggingsplaner rundt Røssvatnet I Stikkelvika ved Kjerringvatn er det planlagt et kraftverk med installert effekt på ca. 7 MW og 21 GWh (merket D i figur 6.4).

60 Helgeland Side 60 Ved Sørdal er det planer om et kraftverk med installert effekt på mellom 2 og 5 MW, avhengig av utbyggingsalternativ (merket E i figur 6.4). I Skredelva er det planer om et kraftverk på ca. 3 MW (merket F i figur 6.4). Det er dessuten planer om flere kraftverk i området Bleikvassli/Tustervatn. Samlet effekt for disse er 2 7 MW, avhengig av hva som blir realisert. Disse kraftverkene er merket G i figur 6.4. I dette området er det allerede idriftsatt ett kraftverk, ved Gåsvatn. Dette er på ca. 1 MW, og er merket med rød sirkel i figur 6.4. Ved Bleikvatnet er det planer om et kraftverk i Lenningelva, på ca. 5 MW (merket H i figur 6.4). Magasin og regulering For noen av alternativene i Krutåga forutsettes en viss regulering av Krutvatn. For øvrig forutsettes ingen av kraftverkene bygget med vannmagasin. Figur 6.4: Planlagte kraftverk ved Røssvatn. Gule sirkler: Krutågaprosjektet (A). Hvite sirkler: øvrige vannkraftprosjekter.

61 Helgeland Side 61 Nettalternativer Av alle de forskjellige kraftverksplanene innebærer planene i Krutåga-området (gruppe A) mest produksjon. Dersom det blir utbygging der, vil derfor disse kraftverkene være bestemmende for hva slags nettløsning som blir valgt. Da disse planene først ble presentert, var også planene i Nord-Røssvatnet (gruppe C) og Stikkelvika (D) lansert. Dessuten var det lagt fram planer om en begrenset utbygging i Sørdal (E), og det var kjent planer for noen mindre enkeltkraftverk i de øvrige gruppene. Det ble etter hvert lansert hele fem nettalternativer, hvorav noen senere har blitt uaktuelle, enten på grunn av kostnader eller miljøkonsekvenser. Det er utarbeidet konsesjonssøknad hvor tre gjenstående alternativer er presentert. Da disse var nummerert 2, 2A og 4, er samme nummerering brukt i dette kapittelet. Figurene viser nettalternativene. Det er brukt følgende symboler: Sirkel: kraftstasjon (hvit = ny, rød = eksisterende), kvadrat: transformatorstasjon (stor) eller koblingsstasjon (liten). Sorte linjer = distribusjonsnett, blå linjer = 66 kv, røde linjer = regionalnett.

62 Helgeland Side 62 Alternativ 2 Linja fra Grubben transformatorstasjon bygges langs østsida Røssvatnet til Røssvassbukt, hvor det bygges en transformatorstasjon (se figur 6.5). Krafta fra Nord-Røssvatnet vil da mates inn i denne stasjonen. Figur 6.5: Kartskisse, alternativ 2

63 Helgeland Side 63 Alternativ 2A Dette alternativet forutsetter en transformatorstasjon ved Røssvasbukt, med innmating til eksisterende sentralnettslinje til Sverige (se figur 6.6). Det er også antydet i figuren hvordan de nyeste kraftverksplanene (gruppene merket B, F, G og H i figur 6.4) dels kan mate inn i distribusjonsnettet, og dels kreve egne produksjonsradialer til nærmeste innmatingspunkt til overliggende nettnivå. For gruppe A (enkeltkraftverk ved Krutvatn/Krutåga) vil dette bety innmating til Grubben transformatorstasjon, mens de øvrige kraftverkene vil måtte forsyne mot transformatorstasjonen ved Røsvassbukt eller Øvre Røssåga. Figur 6.6: Kartskisse, alternativ 2A

64 Helgeland Side 64 Alternativ 4 I dette alternativet bygges det my linje fra Grubben til Trofors (se figur 6.7). Dette vil kreve at det bygges separat nettløsning for kraftverkene i Nord-Røssvatnet. Figur 6.7: Kartskisse, alternativ 4

65 Helgeland Side 65 Konsekvenser for omliggende regionalnett Beregninger i regionalnettet har vist at det kan være nødvendig med tiltak i det omliggende regionalnettet for å ta imot all produksjon fra dette området. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten. Kostnadssammenligning av nettalternativer Dette er utført en oppdatert teknisk-økonomisk analyse av Norconsult, på oppdrag fra HelgelandsKraft Nett, og disse resultatene blir inkludert i konsesjonssøknad for nettalternativene. Konsesjonssøknaden er pr. i dag ennå ikke innsendt til NVE, og vi presenterer derfor utdrag av de økonomiske resultatene her (se figur 6.8). Figur 6.8: Totale årlige kostnader [knok/år] pr. alternativ. Tapskostnader er vist relativt alt. 4. Figuren er basert på analysene i Norconsults rapport. Vi viser til grunnlagsrapport, samt konsesjonssøknad og Norconsults rapport, for detaljer omkring teknisk-økonomiske beregninger og beskrivelser av alternativene.

66 Helgeland Side Fagervollan II og Fagervollan III kraftverk Disse kraftverksprosjektene ligger like ved eksisterende Fagervollan kraftstasjon i Rana kommune, se vedlegg 1.2. Prosjektene er meldt til NVE og skal etter planen konsesjonssøkes i løpet av Kraftverkene antas å ha en årlig produksjon på totalt ca. 55 GWh ( ), med en samlet installert ytelse på ca. 15 MW (7 + 8). Fagervollan II vil ligge ca. 2 km fra det eksisterende Fagervollan kraftverk, og Fagervollan III ytterligere ca. 2 km fra Fagervollan II. Investeringskostnader inkl. nettilknytnings-kostnader er anslått til i underkant av 70 mill. kr. for Fagervollan III og 70 mill. kr. for Fagervollan II, avhengig av alternativ Vassenden og Øvre Forsland kraftverk Disse kraftverksprosjektene ligger begge i Leirfjord kommune og ble konsesjonssøkt i oktober Vassenden antas å få en årlig produksjon på om lag 40 GWh, med en installert ytelse på ca. 11 MW. Investeringskostnader er anslått til i underkant av 130 mill. kr. inkl. nettilknytningskostnader. Øvre Forsland antas å få en årlig produksjon på om lag 35 GWh, med en installert ytelse på ca. 9 MW. Investeringskostnader er anslått til omkring 85 mill. kr. inkl. nettilknytningskostnader. Dersom konsesjon innvilges, vil kraftverkene kunne være i drift omkring Laupen kraftverk Dette kraftverksprosjektet ligger i nærheten av Sjona i Rana kommune. Prosjektet er konsesjonssøkt av HelgelandsKraft, men behandlingen i NVE er utsatt inntil videre. Laupen antas å få en årlig produksjon på om lag 27 GWh, med en installert ytelse på ca. 7 MW. Investeringskostnader er anslått til 70 mill. kr. inkl. nettilknytningskostnader.

67 Helgeland Side Kraftverksprosjekter i Elsfjord Det foreligger planer for flere kraftverksprosjekter i Elsfjord i Vefsn. To av disse har fått konsesjon: Kvassteinåga med ytelse ca. 3,8 MW og årlig produksjon på 13,6 GWh, og Kinnfossen, med 2,9 MW og 9,5 GWh/år. Produksjonen inngår i det samlede tallet for øvrige små kraftverk i kap I tillegg er det søkt konsesjon for Skravlåga kraftverk, på 7,1 MW og 21,5 GWh/år, og det kan også bli aktuelt med andre mindre kraftverk i området. Det er ikke mulig å mate all denne produksjonen inn på eksisterende distribusjonsnett i området, og flere nettløsninger med felles transformatorstasjon er under vurdering Kraftverksprosjekter i Leirskardal I Leirskardal i Hemnes kommune har to kraftverk fått konsesjon: Leirelva, med 3,5 MW og 14,2 GWh/år, og Tverråga, med 3,1 MW og 11 GWh/år. To kraftverk til antas å bli konsesjonssøkt i løpet av året (og inngår dermed i scenariet middels utbygging): Melandsbekken på 2,0 MW og 5,4 GWh/år, og Jamtjordbekken på 1,3 MW og 4,5 GWh/år. I tillegg er et kraftverk på ca. 4 MW under utredning. Det er dessuten søkt konsesjon om Vollbekken kraftverk, med 1,6 MW og 4 GWh/år, men dette antas å kunne mate inn direkte i distribusjonsnettet. Flere nettløsninger med felles transformatorstasjon er under vurdering Kraftverksprosjekter ved Lande Det er planer om flere kraftverk i Lande-området. Av disse har ett allerede fått konsesjon: Søbergvatn i Bindal kommune, med ytelse på 5,1 MW og årsproduksjon på 16,9 GWh. Ytterligere tre kraftverk er konsesjonssøkt: Kalklaven med 5,3 MW og 14,4 GWh/år, Dagslåttelva med 1,8 MW og 4,5 GWh/år, og Ådalen med 1,5 MW og 4,0 GWh/år. Det utredes felles produksjonsnett og felles transformatorstasjon for disse kraftverkene. Ytterligere to kraftverk er under utredning, men disse er såpass små (0,6 MW til sammen) at de kan forsyne direkte inn i distribusjonsnettet Hjartåsen og Svartisvatn kraftverk Miljøkraft Nordland har to vannkraftprosjekter i Rana som faller utenfor definisjonen av små kraftverk. Det ene er Hjartåsen kraftverk (tidligere kalt Raudfjellfors), der det opprinnelig var planlagt å utnytte to vassdrag: Raudfjellfors og Bjellåga. Det forelå imidlertid også et mindre omfattende alternativ, der bare det første vassdraget utnyttes. Den største utbyggingen ville gitt ca. 35 MW og 117 GWh/år og det minste ca. 16 MW og 51 GWh/år. Disse prosjektalternativene er meldt til NVE. Utbyggingskostnadene for de to alternativene var i

68 Helgeland Side 68 meldingen beregnet til henholdsvis 258 mill. kr og 133 mill kr. Det ser nå ut til at bare det minste alternativet er aktuelt. Det andre prosjektet er Svartisvatnet kraftverk (også kalt Svartisdal), på om lag 30 MW og 93 GWh/år. Dette prosjektet er også meldt til NVE. Utbyggingskostnadene var i meldingen beregnet til 186 mill. kr. Begge disse prosjektene må sees i sammenheng med øvrige vannkraftprosjekter i Nord- Rana, samt nettutbygging for disse, beskrevet i kapittel De to kraftstasjonene vil være lokalisert ved henholdsvis punkt 1 og 2 i figur 6.9.

69 Helgeland Side Terråk kraftverk NTE Energi AS har sendt konsesjonssøknad til NVE om Terråk kraftverk, i Bindal kommune sør på Helgeland. Det foreligger tre alternativer: 15,4 MW, 59,8 GWh (foretrukket) 12,2 MW, 42,2 GWh 9,7 MW, 37,0 GWh Investeringskostnader for det foretrukne alternativet er stipulert til ca. 222 mill. kr. Antatt idriftsettelses-tidspunkt er Øvrige små kraftverk som er konsesjonssøkt eller meldt I tillegg til prosjektene som er nevnt tidligere i kap. 6.4 er det rundt 30 andre små kraftverksprosjekter i utredningsområdet som for tiden er inne til behandling hos NVE. Samlet forventet årsproduksjon fra disse kraftverkene er på i størrelsesorden 300 GWh, med en installert effekt på ca. 95 MW. En del av dette er prosjekter i Nord-Rana; disse inngår i prosjektene som er omtalt i kap Sjonfjellet vindkraftverk 2 selskaper har meldt sin interesse for å etablere vindkraftverk på Sjonfjellet. Nord-norsk Vindkraft AS har konsesjonssøkt et vindkraftanlegg på Sjonfjellet, med inntil 124 vindmøller. Samlet ytelse er anslått til 436 MW, med en årsproduksjon på rundt 1300 GWh. Investeringskostnader er anslått til 3-4 milliarder kroner. Inkludert i meldingen (og tallene for ytelse og årsproduksjon) er et mindre vindkraftanlegg på Langset, nærmere sør-enden av Sjonfjellet. Her er det tenkt 4 vindmøller, f.eks. på 2 MW hver. Norsk Grønnkraft AS har forhåndsmeldt et vindkraftanlegg på Sjonfjellet. Ytelsen er anslått til opp mot 360 MW, med en årsproduksjon på om lag 1000 GWh. I likhet med Sleneset-prosjektet (se kap ) vil en vindpark på Sjonfjellet med en størrelse som angitt over medføre store investeringer i nettanlegg. Det er usikkert hvordan kraften vil bli transportert til sentralnettet. Dersom det blir stor utbygging av vindkraft generelt, er det høyst sannsynlig nødvendig med en ny sentralnettslinje nord-sør, og det kan da være aktuelt å knytte Sjonfjellet-kraften til denne Mosjøen vindkraftverk Fred Olsen Renewables AS forhåndsmeldte i juli 2006 et vindkraftverk på Reinfjellet utenfor Mosjøen, i Vefsn og Grane kommune. Områdets totale størrelse er på ca. 24 kvadratkilometer. Investeringskostnader er anslått til 1,8-2,7 milliarder kroner.

70 Helgeland Side 70 Det kan være aktuelt med inntil 100 vindmøller med en samlet ytelse på 300 MW og en årsproduksjon på 990 GWh. Det laveste anslaget i meldingen opererer med 40 vindmøller, en samlet ytelse på 200 MW og en årsproduksjon på 660 GWh. Nettilknytning for prosjektet er ikke utredet Stortuva og Kovfjellet vindkraftverk Nord-Norsk Vindkraft AS forhåndsmeldte i desember 2007 to vindkraftverk i Vefsn kommune: Stortuva vindkraftverk har en anslått ytelse på omkring 69 MW, med en årsproduksjon på ca. 207 GWh. Investeringskostnader er anslått til mill. kr. Kovfjellet vindkraftverk har en anslått ytelse på omkring 57 MW, med en årsproduksjon på ca. 170 GWh. Investeringskostnader er anslått til mill. kr. Vindparkene vil bli lokalisert i fjellområdet mellom Grytåvatnet og Sørnes ved Vefsnfjorden Vannkraftprosjekter nord for Sjona (midtre Nordland) Nord for Sjona, i utredningsområde Midtre Nordland er det i Rødøy kommune planlagt to kraftverk Smibelg og Storåvatn. Maksimal effekt antas å bli 56 MW og årlig produksjon ca. 216 GWh. Konsesjonssøknad er til behandling hos OED. Effekten fra de nye kraftverkene vil med dagens nettdrift og struktur i stor grad flyte sørover til Helgeland, nærmere bestemt Sjona Langvatn Svabo Rana/Nedre Røssåga. Strekningen Sjona Langvatn Svabo er allerede i dag en flaskehals, ved at det til tider er problematisk å transportere den samlede produksjonen fra SKS sitt nett, Sjona, Fagervollan og Langvatn i retning Svabo. Dette problemet må dermed forventes å bli større dersom det skal overføres mer produksjon fra SKS sitt nett. Det eksisterer også planer for andre vannkraftverk i området omkring Sjona, både i utredningsområde Midtre Nordland og utredningsområde Helgeland. Dette er noe av bakgrunnen for at arbeidet med Nettstudie Helgeland/Salten ble igangsatt. Området omkring Sjona er beskrevet i et eget kapittel i denne nettstudien (se kap. 5.3).

71 Helgeland Side Sleneset vindkraftverk (midtre Nordland) Nord-norsk Vindkraft AS har søkt konsesjon for vindkraftanlegg på Sleneset i Lurøy kommune, med ytelse 225 MW og årsproduksjon 660 GWh. Dersom prosjektet gjennomføres, vil det medføre store investeringer i nettanlegg. Flere nettløsninger vurderes for å få kraften inn på sentralnettet; enkelte av disse innebærer at tilknytningen skjer på Helgeland. Prosjektet er nærmere omtalt i kraftsystemutredningen for midtre Nordland, men nevnes også her, etter som prosjektet altså kan få konsekvenser for nettet på Helgeland.

72 Helgeland Side Prosjekter på utredningsstadiet Forsterkning av nett ved Langvatn Nye produksjonsplaner kan gjøre det nødvendig å øke overføringskapasiteten i regionalnettet i området omkring Langvatn. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten Renovering av ledning Langfjord Tilrem Luftnett mellom Langfjord og Tilrem planlegges renovert og eventuelt ombygd. Hvilken løsning som velges for dette nettet vil avhenge av "Kraftforsyning Sør-Helgeland" (se kap ). Planene er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten Renovering/oppgradering av edning Mosjøen (Leirosen) - Meisfjord Ledningen mellom Mosjøen og Meisfjord vurderes renovert, og planlagt produksjon kan gjøre det aktuelt å øke overføringskapasiteten. Det er dessuten planer om industrietablering i området rundt Holandsvika, bl.a. gruvedrift (dolomitt), prosesseringanlegg for aplitt, samt godsterminal. Da man ikke kan forvente samtidighet mellom lasttuttakene og den planlagte produksjonen nevnt over, vil dette være et tilleggsargument for å øke nettkapasiteten Direkte transformering i Øvre Røssåga I forbindelse med at Statkraft skal bygge om Øvre Røssåga kraftstasjon vil nåværende transformeringen til fordelingsnettet der falle bort. Dette betyr at det må etableres en ny transformator ved stasjonen, både for å opprettholde forsyning av distribusjonsnettet, og for å kunne ta imot planlagt produksjon i området (inntil ca. 20 MW totalt).

73 Helgeland Side Kraftverkprosjekter i Nord-Rana, samt nettutbygging I Nord-Rana er det planer om en del små kraftverk. Figur 6.9 viser de mest konkrete prosjektene, gruppert etter område: A) Dunderlandsdalen/Randalen: Her er det produksjonsplaner på til sammen ca. 60 MW og 200 GWh/år. Det ble opprinnelig forutsatt at alle kraftverkene i dette området skulle forsyne inn i en ny sekundærstasjon ved Hjartåsen (merket med 1 i figur 6.9), som knyttes til eksisterende sekundærstasjon ved Ørtfjell, eid av Mo Industripark, via en 18 km lang 132 kvlinje/kabel. Ett av kraftverkene, Hjartåsen kraftverk, er på 16 MW og 51 GWh/år. Dersom det blir bygd, vil det bli lokalisert like ved sekundærstasjonen. Hjartåsen kraftverk er meldt til NVE, og er nærmere beskrevet i kap De øvrige kraftverkene i området var forutsatt tilknyttet sekundærstasjonen via separate produksjonsradialer. Det har senere kommet til utbyggingsplaner lenger opp i dalen, ved Randalen. Dersom disse blir realisert, vil de representere en økning av produksjonen i dette området med ca. 25 MW. Det vil i såfall kunne bli aktuelt med en ekstra sekundærstasjon ved Randalen (merket med 6 i figur 6.9), og ny linje derfra til Hjartåsen sekundærstasjon, nevnt over. Flere av de andre kraftverkene i området er konsesjonssøkt, bl.a. Gubbeltåga på 7,2 MW og 24,2 GWh/år. B) Grønnfjelldal: For disse kraftverkene tenkes det bygd et felles produksjonsnett til eksisterende sekundærstasjon på Storforshei. C) Storforshei: Småkraftverk i nærområdet rundt eksisterende sekundærstasjon på Storforshei vil kunne tilknyttes denne stasjonen via separate produksjonsradialer. Allerede i dag er det flere små kraftverk i drift i dette området. Total planlagt produksjon i område B og C tilsammen er ca. 16 MW og 60 GWh/år. D) Røvassdal: I dette området er det planer om til sammen ca. 50 MW og 150 GWh/år. Noen av de planlagte kraftverkene i Røvassdal vil kunne mate direkte inn i eksisterende distribusjonsnett, mens andre krever at det bygges nytt nett. To av prosjektene er av større omfang: Svartisvatnet kraftverk (også kalt Svartisdal) på om lag 30 MW og 93 GWh/år er meldt til NVE, og er nærmere beskrevet i kap Dessuten er det planer om et kraftverk i Blakkåga på ca. 11 MW. Dersom Svartisvatnet kraftverk blir realisert, vil det måtte etableres en egen sekundærstasjon i området (merket med 2 i figur 6.9), som knyttes til eksisterende regionalnett via ny linje til en ny transformatorstasjon ved Hegglia (merket med 3 i figur 6.9). Denne stasjonen vil da også kunne ta imot produksjon fra enkelte planlagte kraftverk i nærheten, samt fra eksisterende kraftverk ved Reinforsen. Ved Reinforsen kraftverk er det dessuten planer om utvidelser, der ett av alternativene innebærer at dagens installasjon på 3,4 MW økes til ca. 20 MW. Hegglia transformatorstasjon vil også fungere som et nytt innmatingspunkt til distribusjonsnettet i området. E) Langvatn-området: I dette området er det planer om produksjon på til sammen ca. 35 MW og 113 GWh/år. Også her vil noen av kraftverkene kunne mate inn i eksisterende distribusjonsnett, men en full utbygging i området vil kreve et felles produksjonsnett som tilknyttes sekundærstasjon. Det er da to muligheter. Den ene er å bygge nett østover, med en ny sekundærstajon i Røvassdal (merket med 5 i figur 6.9), innskutt på linja nevnt under pkt. D

74 Helgeland Side 74 over. Den andre muligheten er å bygge nett sørøver til en transformatorstasjon ved Strupen (merket med 4 i figur 6.9), innskutt på eksisterende linje mellom Sjona og Langvatn kraftstasjoner. Transformatorstasjonene merket 4 og 5 i figuren er altså ment som gjensidige alternativer, der bare den ene tenkes realisert. Av kraftverkene i dette området har følgende fått konsesjon: Snefjellåga (2,7 MW og 7,9 GWh/år), Ravnåga (1,2 MW og 5,8 GWh/år) og Leiråga (7,8 MW og 25,7 GWh/år). Av disse vil Snefjellåga og Ravnåga kunne mate direkte inn i distribusjonsnettet. De kraftverkene som er konsesjonssøkt i området er Gjervalåga (6,9 MW og 25,2 GWh/år), Bordvedåga (5,0 MW og 15,2 GWh/år) og Rausandaksla (4,8 MW og 12,6 GWh/år). Av disse ligger Gjervalåga egentlig utenfor utredningsområdet (i Rødøy kommune), men tenkes altså tilknyttet via Langvatn-området. Figur 6.9: Mulig nettløsning, småkraftverk i Nord-Rana. Sekundærstasjoner er vist med firkant (blå: eksisterende, rød: foreslått). Mulige nye linjer er vist med rød linje, mens eksisterende linjer er vist med blå linje. Mulige framtidige kraftverk er vist med grønn sirkel (eksisterende: blå sirkel).

75 Helgeland Side 75 Vi gjør oppmerksom på at mange av produksjonsplanene som er beskrevet i dette kapittelet ennå er usikre, og at andre alternativer kan være aktuelle. Med unntak av de kraftverkene som kan forsyne inn i eksisterende distribusjonsnett, vil utbyggingsplanene være gjensidig avhengig av hverandre, og av at en felles nettløsning blir etablert. Nettutbyggingen blir tilsvarende avhengig av at mange nok prosjekter realiseres, slik at de totale nettkostnader pr. prosjekt ikke blir for store. Avhengig av alternativer vil innmating av denne produksjonen kunne kreve tiltak i regionalog sentralnettet utover nevnte nyanlegg. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten. Det er foretatt analyser av nettalternativer for henholdsvis områdene Dunderlandsdal/Randalen (område A), Grønnfjelldal (område B) og Langvatn (område E). Analysene er utført av Norconsult på oppdrag fra utbyggerne ved Miljøkraft Nordland og Statsskog, samt netteierne HelgelandsKraft Nett og Mo Industripark Oppgradering/rehabilitering av Øvre og Nedre Røssåga Statkraft har vedtatt rehabilitering av Nedre Røssåga kraftverk. Det er også startet et forprosjekt for rehabilitering av Øvre Røssåga. Dette kan på sikt medføre en økt installert effekt på ca. 75 MW i Nedre Røssåga. I den forbindelse forventes det en produksjonsøkning på ca. 160 GWh/år på grunn av mindre falltap samt bedre virkningsgrad på nytt utstyr Øvrige små kraftverk I tillegg til prosjektene som er nevnt tidligere i kap. 6.5 foreligger det planer for en del andre små kraftverk i utredningsområdet. Samlet forventet årsproduksjon fra disse kraftverkene anslås å være på litt over 180 GWh, med en installert effekt på ca. 50 MW Mindre rehabiliterings-prosjekter Mo Industripark vurderer at én av hovedtransformatorene deres kan bli skiftet ut i løpet av utredningsperioden. Det vurderes å bytte ut effektbryterne mot Alcoa i Mosjøen sekundærstasjon, men det er ennå ikke tatt noen investeringsbeslutning i denne saken Utvidelse av filter-anlegg hos Alcoa Mosjøen Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen) har i dag flere komponenter som er kombinerte kondensator-batterier (for reaktiv effekt) og filtre (for overharmoniske). Normalt omtales disse kun som filtre. Denne begrepsbruken er beholdt i det etterfølgende. Det ble i 2006 satt i gang arbeid med å utvide dette filteranlegget, og første trinn av utbyggingen er gjenomført.

76 Helgeland Side Utvidelser av produksjonen hos Alcoa Mosjøen Som nevnt i kap opererer Alcoa Mosjøen med planer om å utvide produksjonen. Dersom det blir noe av disse planene, må det anskaffes en ny likeretter med nye hovedtransformatorer og egen kabelforsyning fra Mosjøen transformatorstasjon. Det må også bygges nytt filterbatteri for det nye anlegget. Totale kostnader er anslått til ca. 250 mill. kroner Termisk kraftverk, Mo i Rana Det finnes planer om å etablere et termisk kraftverk på Mo Industripark sitt område. Dette vil ha potensial til å produsere i overkant av 200 GWh/år og er kostnadsberegnet til ca. 400 mill. kr. Pr. i dag er det usikkert hvorvidt dette vil bli realisert. Prosjektet er beskrevet mer i detalj i lokal energiutredning for Rana kommune Elektrifisering av oljeinstallasjoner på norsk sokkel Elektrifisering av oljeinstallasjoner på norsk sokkel er et tema som har vært framme i samfunnsdebatten de siste årene, både når det gjelder eksisterende og nye oljefelt. Stortinget vedtok i 1996 følgende: "Ved alle nye feltutbygginger skal det legges fram en oversikt over energimengden og kostnadene ved å elektrifisere innretningen framfor å bruke gassturbiner." NVE og OD (Oljedirektoratet) utarbeidet en rapport om emnet i I januar 2008 forelå en oppdatert versjon av denne ("Kraft fra land til norsk sokkel"), utarbeidet av de to ovennevnte direktorater samt Petroleumstilsynet og Statens Forurensningstilsyn. Utenfor kysten av Helgeland er det gjort flere funn som kan bli utbygd i løpet av utredningsperioden, f.eks. Victoria (vest av Brønnøysund) og Stetind (vest av Lurøy). I ovennevnte rapport nevnes Tjeldbergodden som et naturlig utgangspunkt for kraftforsyning til Norskehavet (som de to ovennevnte feltene ligger i). Man kan imidlertid ikke utelukke at ett eller flere felt kan bli forsynt fra Helgeland. Hvilket energi- og effektbehov det i så fall vil bli snakk om er usikkert, men et behov på GWh/år for hvert av feltene har vært antydet, med et relativt jevnt forbruk. Med en brukstid på 6250 timer vil det tilsvare MW pr. felt. I kraftsystemutredningens scenarier for effekt- og energiforbruk er kraftbehovet fra eventuelle oljeinstallasjoner ikke tatt med. Eventuell inkludering i scenarier vil bli vurdert på nytt i senere utgaver av kraftsystemtutredningen Skrinlagte kraftverksplaner Siden forrige kraftsytemutredning er HelgelandsKraft Produksjon sine planer for store vindparker på ytre strøk lagt på is (Tenna, Blomsøya, Ylvingen, Hamnøya).

77 Helgeland Side Sanering av bestående anlegg Sanering av produksjonsanlegg I forbindelse med oppgraderingen av Nedre Røssåga kan anleggsdeler bli sanert. Tilsvarende kan deler av Øvre Røssåga og Reinforsen bli sanert ved oppgradering. Utover det foreligger det ingen konkrete planer om sanering av produksjonsanlegg i utredningsperioden Sanering av nettanlegg stasjoner Deler av Tilrem sekundærstasjon vil bli sanert i forbindelse med ombyggingen av stasjonen. Dersom konsesjon for prosjektet "Kraftforsyning Sør-Helgeland" blir innvilget, vil deler av nettanlegget i Langfjord kraftstasjon saneres. Videre foreligger det planer for sanering av anlegg i kraftstasjonene Øvre og Nedre Røssåga samt i Marka transformatorstasjon. I alle tilfellene vil anleggene i så fall bli erstattet med nye Sanering av nettanlegg ledninger Dersom konsesjon for prosjektet "Kraftforsyning Sør-Helgeland" blir innvilget, vil deler av regionalnettslinjene på Sør-Helgeland bli sanert.

78 Vedlegg: Tiltaksoversikt Tiltak Nettanlegg Prod.anlegg Antatt prod. Mulig Invest.- Prosjekter i Prosjekttype Ny- Renov. Linje/ Trafo- Komp/ Vann- Vind- Annet Effekt Energi idriftsatt beløp 2) Kapittel utredningsområdet bygging Utsk. kabel stasj. filter kraft kraft kraft (MW) (GWh/år) 1) (Mkr) 6.1 Pågående Ledning Grytåga - Alsten Renovering av linje x x Laksen kraftverk Vannkraft x x Små kraftverk (6) Vannkraft x x Vedtatt Små kraftverk (4) Vannkraft x x Kons. innv Grytendal Vannkraft x x Kjensvatn Vannkraft x x Øvrige små kraftverk (18) Vannkraft x x Tilknytning av vindkraft fra Ytre Vikna i Kolsvik Ny trafo x x Kons.s./meldt Kraftforsyning Sør-Helgeland Nytt linjenett x x x ) Tosbotn (3 kr.v. kons.søkt) Vannkraft x x ca Nett for produksjon, Tosbotn Nytt linjenett x x x 2015 ca Krutåga (Røssvatn) Vannkraft x x Øvrige kraftverk, Røssvatn (3 kr.v. kons.søkt) Vannkraft x x Nett for produksjon, Røssvatn Nytt linjenett x x x Fagervollan II Vannkraft x x Fagervollan III Vannkraft x x Vassenden Vannkraft x x Øvre Forsland Vannkraft x x Laupen Vannkraft x x Elsfjord (1 kr.v. kons.søkt, 1 innv, 1utr.) Vannkraft x x Leirskardal (3 kr.v. kons.søkt) Vannkraft x x Lande (3 kr.v. kons.søkt) Vannkraft x x Hjartåsen (Raudfjellfors) Vannkraft x x Svartisvatn (Svartisdal) Vannkraft x x Terråk Vannkraft x x Øvrige små kraftverk (ca. 30) Vannkraft x x Sjonfjellet Vindkraft x x Mosjøen (Reinfjellet) Vindkraft x x Stortuva Vindkraft x x Kovfjellet Vindkraft x x Vannkraftprosj. nord for Sjona (midtre Nordland) Vannkraft x x Tilknytning, Sleneset vindkraft (midtre Nordland) Nytt nett x x x 6.5 Utr.stadiet Forsterkning av nett ved Langvatn Nytt nett x x Ledning Langfjord - Tilrem Renovering av linje x x Ledning Mosjøen - Meisfjord Renovering av linje x x Direkte transformering, Ø.Røssåga Ny trafo x x Randalen Vannkraft x x Kraftverksprosjekter i Nord-Rana Vannkraft x x Nett for produksjon, Nord-Rana Nytt linjenett x x x ca Øvre og Nedre Røssåga Renov. kr.st. x x Øvrige små kraftverk, anslag Vannkraft x x Mindre rehabiliteringsprosjekter Annet x x Utvidelse av filteranlegg, Alcoa Mosjøen Annet x x Utvidelser av prod. hos Alcoa Mosjøen Trafo, kabel m.m. x x x x Termisk kraftverk, Mo Varmekraft x x Elektrifisering av oljeinstallasjoner på norsk sokkel Sjøkabel m.m. x 6.6 Sanering Nettanlegg - stasjoner Sanering x Ledninger, Sør-Helgeland Sanering x 1) Årstall for idriftssettelse er grove antakelser. 2) Investeringsbeløpene er verken diskontert til nåtidspunktet eller inflasjonsjustert, men referert direkte til investeringsåret. Det betyr at kostnadene for de ulike prosjektene ikke er direkte sammenlignbare. Noen av prosjektene strekker seg dessuten over flere år. Når det gjelder produksjon er nettkostnader inkludert i en del av prosjektene. Sjekk utredningen for detaljer om dette. For noen av prosjektene er investeringskostnadene noen år gamle, og derfor ikke helt ajour. Sjekk utredningen for detaljer om dette. 3) Inkludert diverse saneringskostnader