VELKOMMEN TIL REGIONMØTE SØR, ØST OG VEST 2013 HURTIGRUTEN, 4. 6. NOVEMBER
Tirsdag 5. november 09:30 09:45 Velkommen til regionmøte, Marianne Sjølund/Arne Utne 09:45 10:15 Statnetts strategi i et europeisk perspektiv, Kristin Lucie Munthe 10:15 11:00 NordLink og NSN, Ingard Moen 11:00 11:30 PAUSE 11:30 12:00 NUP 2014, Anders Grønstvedt 12:00 12:30 Tariff, Ole Jacob Høyland 12:30 13:30 LUNSJ 13:30 14:00 Byggeprosjekter og nettdrift hånd i hånd? Nils Martin Espegren 14:00 14:30 Sima-Samnanger mål i sikte, Irene Meldal 14:30 15:00 Vestre korridor så vidt i gang, Kaia Solland 15:00 15:30 PAUSE 15:30 16:00 Pumpekraft og grønt batteri hva skal til? Edvard Lauen, Agder Energi 16:00 16:30 Statnett sett fra kunden innledning til diskusjon, Asgeir Aase SFE 16:30 17:30 Diskusjon 20:00 Vi møtes til REGIONMØTEMIDDAG i Panoramasalongen
Statnetts strategi i et europeisk perspektiv Kristin L. Munthe Hurtigruta 5. november 2013
Statnetts strategi: - 5 strategiske innsatsområder 1. Sørge for sikker og effektiv drift 4. Neste generasjon sentralnett 2. Bygge et robust og miljøtilpasset sentralnett 3. Handel og samarbeid med Europa 5. Sikre aksept og forståelse for Statnetts samfunnsoppdrag
EU bestemmer - og vil realisere det indre energimarkedet Network Codes Market Integration Børs Grid Investments
Norge er annerledes og tett koblet Annerledes: Fleksibel vannkraft Godt utnyttet kraftnett I utkanten av Europa Stort fornybarpotensial Er ikke EU-medlem Tett koblet: EØS-avtalen, EU-regelverk blir vårt Stor utvekslingskapasitet Handel gjennom felles markeder
Statnetts Europastrategi - Utnytte mulighetene for verdiskaping Fokusområder: 1. Sikre effektive markeds- og driftsløsninger 2. Skape handelsmuligheter på kablene 3. Følge opp europeisk energipolicy 4. Reetablere Norden som region Utvikling: Utnytte mulighetene for norsk verdiskaping Kontroll : Demme opp for uønskede endringer som øker våre driftskostnader eller redusere vår markedseffektivitet 7
Sikre effektive markeds- og driftsløsninger KONTROLL Begrense ITC-kostnad Hindre at kapasitetsmarkeder ødelegger lønnsomhet av kablene Forhindre tap i handelsinntekt fra salg av PTR/FTRs Sikre muligheten for dynamiske prisområder Sikre Statnett vedtakskompetanse UTVIKLING Markedskobling i NWE Tap i algoritmen reduserer tariffkostnadene Flow-based markedskobling Fornuftig ramping gir økt handelsinntekt Handel med reserver på kabler Opprinnelsesgarantier gir økte inntekter til produsenter 8
Capacity Mechanism a challenge for the European integration
Capacity mechanisms drive peak prices down and lower average prices Price /MWh Load duration curve Energy only vs. capacity mechanims Lower peak prices Energy only market Capacity mechanism Lower average prices 8760 hours
Kapasitetsmarkeder: norske kabler gir økt forsyningssikkerhet
Stille arbeid pågår Britiske myndigheter legger frem stadig flere detaljer i sitt forslag for en britisk kapasitetsauksjon. Løsningen utelukker deltagelse av utenlandsk kapasitet i første auksjon, men åpner for inkludering senere Spothandel 75% I Tyskland er det så langt mange/ingen konkrete forslag til modell Reserver 10% Kapasitetsmarkeder 15% Statnett er i dialog med britiske myndigheter 12
Kommisj0nen ønsker PTR/FTRs i hele Europa
Flytbasert markedskobling vurderes i Norden Algoritmen tar hensyn til hvordan flyten fordeler seg i nettet Trenger ikke flere prisområder Fordeler: Riktigere overføringskapasitet Prioritere gunstig lokalisert kraft Lettere å sette kapasitet Mer transparent Størst verdi i unormale situasjoner
Kontinuerlig ramping rimeligste tiltaket for å øke rampingen
Norden må være forberedt - vi må reetablere regionen Situasjon Regionalt samarbeid (Nordel) ble lagt ned ved ENTSO-Es etablering Pan-europeiske løsninger krever en regionalisering CWE godt organisert og leder for tiden utviklingen Store nettinvesteringer blir gjort i regionene Behov Ivareta interessene til det nordiske synkrone området Koordinere nordiske investeringer Sikre nordisk gjennomslag i Europa for våre effektive markedsløsninger 16
Statnetts strategi 1. Sørge for sikker og effektiv drift Effektive markeder og lønnsom handel med Europa 2. Bygge et robust og miljøtilpasset sentralnett 4. Neste generasjon sentralnett 3. Handel og samarbeid med Europa 5. Sikre aksept og forståelse for Statnetts samfunnsoppdrag Codes Piloter Kabelavtaler Europeisk policy Nordisk samarbeid
Takk for oppmerksomheten
NORD.LINK og NSN Regionmøte, Hurtigruten 5. november 2013 Ingard Moen, programdirektør
Innledning - Hva er et kabelprosjekt? og hvorfor tar det så lang tid å etablere en kabelforbindelse mellom to land? Partnere & Samarbeid Fysikk Kommersielle avtaler Prosjektledelse Tilknytningspunkter Nettforsterkninger & traséer Reguleringer & Konsesjoner Anleggskonsesjoner Utenlandskonsesjon Politisk vilje Økonomi Kraftsystemutvikling Markedsutvikling Produkter 20
NorNed Tysklandskabelen 2018 3 nye utenlandsforbindelser = utvekslingskapasiteten +3500 MW (~ 67 %) Kvilldal Tonstad Feda Kristiansand Blyth Tjele Wilster Eemshaven 21
Tre nye mellomlandsforbindelser Gir økt forsyningssikkerhet Gir økt verdiskaping for Norge Bidrar til fremtidens klimavennlige energisystem
Prosjektmodellen fra behov til drift - effektiv og målrettet utvikling og gjennomføring av prosjekter Behov Drift BP0 BP1 BP2 BP3 BP4 Mulighets- og alternativstudie Utvikle konsept, avklare omfang Forberede gjennomføring Gjennomføring Avslutning BP5 Riktig prosjekt Prosjektet riktig Sende konsesjonssøknad Starte forespørsler Investeringsbeslutning Signere kontrakter 23
Partnersituasjon & Avtale om kabler til Storbritannia og Tyskland er signert
Skagerrak 4 - Handel med nye produkter, fremtidens transmisjonsteknologi 10 MW primærreserve 100 MW sekundærreserve Flaskehalsinntekter DK TY Sjøkabel fra Nexans Sjøkabel lagt sommer 2013 Ny likeretterteknologi (VSC) I drift 2014 137 km sjøkabel 700 MW 25
Tysklandskabelen - NORD.LINK ble det foretrukne alternativet Byggetid 4 år (3 leggesesonger) Havbunnskartlegging utført Anbudsinnbydelse kabel- og installasjon sendt Utenlands- og anleggskonsesjonssøknad behandles av OED/NVE Konsesjonssøknader behandles i Tyskland I drift 2018 514 km sjøkabel 53 km luftlinje, Norge 55 km jordkabel, Tyskland 1400 MW 26
Sentralnettet i Sør-Norge er allerede høyt belastet må oppgraderes NorNed Tysklandskabel Kartgrunnlag: Statens kartverk Sauda Kvildal Hylen Saurdal Holen Lyse Tonstad Førre Duge Kvinen Solhom Rød Porsgrunn Arendal Feda Kristiansand Vestre korridor Østre korridor
Englandskabelen - Diversifisere forsyningssikkerhet og flaskehalsinntekter Verdens lengste sjøkabel Havbunnskartlegging utført Byggetid 5 år (4 leggesesonger) Har norsk anleggskonsesjon, utenlandskonsesjonssøknad behandles av OED I drift 2020 720 km sjøkabel 1400 MW Har engelsk tilknytningsrett 28
NSN Kvilldal Kabel skal føres i tunnel fra Hylsfjorden til Suldalsvatnet
Samfunnsøkonomi norsk nytte Nåverdi (2013 MNOK) Tyskland England Portefølje Tyskland Flaskehalsinntekter i kabel 10 600 11 100 21 700 Handel med reserver 850 750 1 600 Inntekter fra kapasitetsmekanismer 1 900 1 850 3 700 Investeringskostnad i kabel og stasjon -5 600-5 750-11 350 Drifts- og vedlikeholdskostnader -350-350 -700 Sum prosjektlønnsomhet 7 400 7 600 15 000 Produsent- og konsumentoverskudd 10 800 7 400 18 200 Flaskehalsinntekter på øvrige forbindelser -2 750-2 600-5 350 Transittkostnader -150-500 -650 Systemdriftskostnader -2 000-1 850-3 850 Overføringstap i det norske nettet -1 600-850 -2 450 Nettokostnad innenlandske -1 750-1 200-2 950 nettforsterkninger Restverdi 150 100 250 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet for Norge 10 100 8 100 18 200 Internrente 11 % 10 % Tilbakebetalt i år 2029 2031
Nettutviklingsplan 2013 Anders Grønstvedt Nettplanlegging
Agenda Drivkrefter, innenlands og i Norden Vår plan Hovedbilde Egenskaper Per region Oppsummering
Fremtiden er elektrisk
Involverende prosess Fem eksterne regionale høringsmøter Ett nasjonalt høringsmøte Bred involvering i tidligfase av vår prosjektutvikling
Urbanisering og befolkningsvekst
Fornybarsatsingen
Næringsutvikling, industri og bergverk
Landstrøm til petroleumsnæringen Åpnede områder på norsk sokkel
Drivkreftene aggregert Sterke behovsdrivere Mer kraftflyt i nord sør retning Nettbehov i hele landet Vi trenger en sterkere kystriksvei
Norden og Europa Mer fornybar kraft og nett Nordisk kraftoverskudd Mer nord sør flyt i Norden Styrking av Europeiske energimarkeder Øket handelskapasitet mellom landene
Neste generasjon sentralnett møter behovene 2013 Neste generasjon sentralnett Neste generasjon sentralnett
Uendret investeringsnivå 5 7 mrd kr årlig de ti nærmeste årene Investeringsanslaget uendret Balansert plan Ulike behov, aktivitetsnivå og kostnader Forutsigbart aktivitetsnivå Markedsutvikling, leverandører og kompetansebygging Planen møter behovene de kommende årene
Balansert utvikling og tøffe prioriteringer Hard prioritering og behovsprøving Forsyningssikkerhet i utsatte områder må ivaretas Møte behovene i tett samarbeid med nye store forbrukere Krevende å etterkomme alle ønsker Nødvendig koordinering med ny produksjon og regionalnett Begrense nye tiltak og sentralnettets utstrekning
Gjennomføringsevne Sikker forsyning / helse, miljø og sikkerhet Gjennomføringskapasiteten er økt Må opprettholde drift samtidig med nettutbygging Forsvarlig aktivitetsnivå HMS i fokus
Spenningsoppgraderinger Reduserte naturinngrep, spart tid og kost 33 % Ny ledning ny trasé 67 % Spenningsoppgrade ring totalt
Region Vest Sima Samnanger Ferdigstilles 2013 Kollsnes Mongstad Modalen Industri og forsyningssikkerhet Karmøy regionen Elektrifisering Utsira og Hydro Karmøy utredes i nært samarbeid med aktørene
Region Sør Østre- og Vestre korridor Samspill fornybar produksjon og handelskapasitet Lyse Stølaheia Forsyningssikkerhet Sør-Rogaland SK4 NSN Nord.Link
Region Øst Befolkningsvekst Nettplan Stor-Oslo Under utarbeidelse Lillehammer Hallingdal Ytre Oslofjord Kabler
Fremtiden er usikker Hvor og når kommer ny industri og petroleum? Mange har søkt konsesjon ny produksjon, men hvem bygger og hvor? Koordinering er nødvendig
Fremtiden er elektrisk
Vi er i gang Betydelige oppgraderinger i hele landet Årlige investeringer på 5-7 mrd kr En balansert plan Møter behovsutviklingen i samfunnet
Tariffstrategi 2014-2018 Hvordan påvirker nettutviklingen tariffen? Utfordringene framover? Regionmøter 2013 Ole Jacob Høyland
Mrd. NOK (2010-kroner) TWh Behov for mer nett - mange drivkrefter Energi- og miljøpolitiske mål: Fornybarutbygging, elektrifisering og mellomlandsforbindelser Forsyningssikkerhet stadig viktigere Likere priser og tilgjengelighet over hele landet Nettets beskaffenhet: Nærmere kapasitetsgrensene Aldrende nett Mer sårbare for feil og avbrudd Økende forbruk: Vi blir stadig flere som bor i byene Ny næringsvirksomhet (f.eks. petroleum) Historiske og forventede investeringer og forbruksutvikling (Mrd. NOK 2010-kroner, TWh) 30 25 20 15 10 5 0 Produksjonsanlegg Regional- og distribusjonsnett Sentralnett Forbruk (TWh) Forventet forbruk (TWh) 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 130 mrd kroner i nettinvesteringer, 117 mrd kr i nåverdi nær det tredobbelte av tidligere nivå
Hvorfor koster det så mye å bygge ut nettet? Endret klima medfører større krav til robuste anlegg Bygger mer i ulendt terreng Ikke veitilgang Presses til å bygge lenger opp på fjellet Økte materialkostnader Krever helikoptertransport av alt mannskap og materiell Mer kabling i tettbygde strøk Komplisert å bygge om eksisterende stasjoner Krav fra myndigheter, økte krav til forsyningssikkerhet
Alle har nytte av investeringene Produksjon har nytte av kabler Kabler øker forsyningssikkerhet Ny fornybar får tilknytning til nettet Industrien nyter godt av økt innenlandsk produksjon Alminnelig forbruk nyter godt av økt forsyningssikkerhet og stabilt nett Alle bør være med på å dele kostnadene
Sentralnettstariffen skal bidra til effektiv bruk og utvikling av nettet, samt kostnadsdekning Statnett er i omsetningskonsesjonen fra NVE tildelt rollen som operatør av sentralnettet Skal leie inn alle anlegg som inngår i sentralnettet, slik at nettet kan tarifferes samlet (21 netteiere) De variable tariffledd skal signalisere kostnadene den enkelte aktør påfører nettet Energiledd (marginaltapssatser) Anleggsbidrag Aktørene skal samlet sett dekke inn de øvrige faste kostnadene i sentralnettet Tariffene skal utformes slik at det samfunnsøkonomiske tapet blir minst mulig (minimere vridningskostnadene) Faste ledd 13.11.2013 57
Sentralnettstariffen Statnett fastsetter en årlig sentralnettstariff, ref 13-1 i Kontrollforskriften Skal varsles 3 måneder i forkant Styrebehandling senest september Prisstrategi fastsettes for en periode på fem år av gangen Prisstrategien reflekterer de investeringer Statnett planlegger å gjennomføre i kommende periode Femårsperiode bidrar til økt forutsigbarhet for sentralnettets brukere Gjeldende strategi 2014-2018 vedtatt i styret august 2013 Både prisstrategi og årlig tariff drøftes med brukerorganisasjonene: Energi Norge, NI og DEFO (NOG på veg inn) Drøftingsprotokoller inngås, forelegges styret Samtidige åpne prosesser på internett, www.statnet.no 58
Forskrifter og EU-direktiv begrenser handlingsrommet for tariffutforming Målsettinger i NVEs kontrollforskrift: Tilrettelegge for et effektivt kraftmarked Bidra til samfunnsøkonomisk effektiv bruk og utvikling av sentralnettet Kostnadsdekning innenfor inntektsrammen Tariffene kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold EU direktiv setter grenser for hvor my innmating kan bidra med
Hva betyr dette for kundene?
Hovedtrekkene i tariffstrategi 2014-2018 Økt innmatingstariff for kraftproduksjon 1,2 øre/kwh i 2014, opp til 1,8øre/kWh, tidligst fra 2015 Alt forbruk får samlokaliseringsrabatt, men begrenset til 50 %, Øvrig forbruk vil ikke lenger nyte godt av samlokalisering med SFHB Ytterligere differensiering av tariffen for SFHB som har stor nytte for nettet Beholder systempris for marginaltapsleddet
Økt produksjonstariff Kostnadene til systemdriften vil øke fremover, blant annet på grunn av ny produksjon med lavere reguleringsevne og økt overføringskapasitet til utlandet I EUs forordning 774/2010 er det satt et tak for produksjonstariffen i Norden lik 1 øre/kwh. Det er imidlertid mulighet for å ta et tillegg for systemtjenester Ut fra et harmoniseringsperspektiv mener vi derfor at norsk produksjonstariff kan heves med minst 1 øre/kwh uten at det går ut over den samfunnsøkonomiske lønnsomheten til det norsk-svenske sertifikatmarkedet
Økte systemdriftskostnader Behov har økt pga. ubalanser og svekket frekvenskvalitet Tiden fremover: mer av de raske reservene som typisk er dyrest Foreløpig analyse for 2020+: mer enn 1 mrd/a, og stort utfallsrom
Begrunnelse for valg av strategi ytterligere differensiering av SFHB Nettet blir mer krevende å drifte mer uregulert produksjon mer komplisert flyt i nettet Større behov for systemtjenester Det skal utvikles en ny tariffmodell som skal sikre større volumer og bredde i systemtjenester fra industrien Industri med Stort Forbruk Høy Brukstid (SFHB) har verdifulle egenskaper som blir viktigere for nettet framover Stabilitet Fleksibilitet Lokalisering Vi forventer at denne gruppen vil levere flere tjenester og større volumer. Dette innebærer at de reelle kostnadene for gruppen ikke økes i perioden 2014-2018 fra dagens nivå
Videre arbeid med tariffstrategien Økning av taket for produksjonstariffen prosess mot EU SFHB-prosjekt Vurderer lokalisering, stabilitet og fleksibilitet Konsept utvikles i år, videre drøftinger på vårparten 2014 Forslag til tariff 2015 drøftinger vår 2014 vedtak sommer-2014
Oppsummering - tariffstrategi Det er bred enighet om at sentralnettet må forsterkes Kostnadsøkningen reiser flere utfordringer knyttet til utforming av tariffen og finansiering av sentralnettet Den vedtatte strategien vil sikre at alle kundegrupper bidrar til å dekke økte kostnader i årene framover og balanserer hensynet til ulike kundegrupper Dette vil bidra til å skape nødvendig aksept for våre investeringer
Tariff pr kundegruppe (gitt videreføring av dagens modell for forbruk og at EU regelverk endres mhp G-komponent)
Som sentralnettseier og systemansvarlig har Statnett en helt avgjørende rolle i kraftforsyningen. Foretaket bør nå legge opp til en mer hensiktsmessig og ordinær dialog med brukerne av sentralnettet i saker som er av stor økonomisk betydning for dem.
Markeds- og driftsforumets sammensetning Hilde Bakken Konserndirektør produksjon Statkraft SF Knut Lockert Leder Distriktenes energiforening Toini Løvseth Leder energi og samfunnskontakt og medlem av konsernledelsen Finnfjord AS Morten Røsæg Direktør for kraftproduksjon Norsk Hydro ASA Ove A. Brattbakk Adm. Dir. Helgelandskraft AS Bente Hagem Konserndirektør Oluf Ulseth Direktør Energi Norge Jan Erik Brattbakk Nettsjef Ringeriks-Kraft Thor Otto Lohne CFO & Executive Vice President Gassco AS Kari Ekelund Thørud Visekonsernsjef og konserndirektør Marked Hafslund ASA Øyvind Rue Konserndirektør
Takk for oppmerksomheten!
Byggeprosjekter og nettdrift hånd i hånd? Regionmøte MS NORDNORGE 5. november 2013
Systemansvarlig utøver offentlig myndighet 28 Forvaltningsloven og offentleglova gjelder i saker hvor systemansvarlig treffer enkeltvedtak. Systemansvarliges vedtak etter denne forskriften kan påklages til Norges vassdrags- og energidirektorat. 4 opptre nøytralt og ikke-diskriminerende i forhold til alle som omfattes av denne forskrift, 13.11.2013 72
Innmelding og godkjenning av driftsstanser I henhold til FoS 17 skal alle planlagte driftsstanser meldes inn til systemansvarlig. Systemansvarlig skal koordinere innmeldte planer med målsetting om å oppfylle akseptabel driftssikkerhet og holde høy overføringskapasitet i perioder når behovet er størst. Stor utbyggings- og prosjektaktivitet de kommende årene gjør dette til en krevende oppgave.
Driftskoordinering 2014 - frister Frist for søknad til årsplanlegging - 1. oktober godkjente driftsstanser i årsplanleggingen vil ha høyere prioritet enn senere innmeldte planer. Klageadgang Tilbakemelding til søker innen 15. november Søknader etter 1. oktober behandles innen 1. desember, deretter innen 2 uker. Alle vedtatte planer kan omgjøres inntil 3 mnd. før driftsstans Endringer senere vil innebære en omprioritering med krav om betaling for eventuelle kostander dette påfører systemansvarlig eller andre. Senere enn 3 måned før driftsstans Kun feil- og uforutsette hendelser aksepteres Systemkritisk vedtak som ikke kan påklages 13.11.2013 74
Utfordringer Minimere utetid på anleggsdeler Utnytte perioder med forventet lav overføring i nettet, færrest mulig samtidige driftsstanser f.eks unngå: Flere driftsstanser samtidig på Sørlandet Sterk begrensning i Flesaker- og Hallingdal-snittet samtidig Begrensning på NorNed, Skagerak og Haslesnittet samtidig Holde normert spenningsnivå/kortslutningsytelse i perioder med lite innfaset generatorytelse Sikre at utkoblinger i overliggende nett i minst mulig grad svekker driftssikkerhet lokalt. Planlegge driftsstanser slik at forbruk raskt kan forsynes igjen etter et eventuelt avbrudd
Fordeling av godkjente driftsstanser i 2013 Det er et økende volum på innmeldte driftsstanser. I 2013 er det følgende fordeling på antall utkoblede anleggsdeler.
Høy overføringskapasitet i kraftsystemet Høy overføringskapasitet i hovednettet er avhengig av oppetid på 420 og 300 kv linjer og autotransformatorer. Figuren viser antall utkoblede anleggsdeler på disse spenningsnivåene fordelt pr. uke i 2013
1387 innmeldte planer for 2014 1103 1387 innmeldte 1387 innmeldte 767 422 284 198 Statnett Andre 300/420kV linjer, ssk, hvdc,autotrafo Generatorer Annet I fjor var det ca. 1200 innmeldte til årsplan (ca 1/3 av totalt innmeldt for året)
Økt utkoblingsbehov i 2014? Det er søkt uvanlig mange langvarige utkoblinger i 2014. Liste over utkoblinger i hovednettet med varighet mer enn 4 uker Langvarige utkoblinger (antall dager) S 300 Feda-Kristiansand S 300 Rød-Porsgrunn S 300 Porsgrunn-Eidanger-1 S 300 Sogn-Ulven-1 S 300 Sylling-Hamang-1 S 300 Refsdal-Modalen S 420 Brokke-Holen S Rød T4 S 300 Sylling-Hamang-2 S 300 Tjodan-Lyse S 300 Solhom-Arendal S 300 Arendal-Porsgrunn S 420 Rød-Hasle S 420 Holen-Rød S 300 Kristiansand-Arendal S 300 Røldal-Novle S 420 Ådal-Ringerike (forbilooping) 28 29 29 33 33 40 54 57 60 75 75 75 91 99 103 110 199
Sima - Samnanger Regionmøte 5. november 2013, kommunikasjonssjef Irene Meldal
Medieomtale 200 180 160 140 120 100 2010 80 60 2009 40 20 0 Uke 22 Uke 23 Uke 24 Uke 25 Uke 26 Uke 27 Uke 28 Uke 29 Uke 30 Uke 31 Uke 32 Uke 33 Uke 34 Uke 35 Uke 36 Antall medieoppslag juni august 2009 og 2010
Fremdrift Juni 2005: Melding Mai 2006: Konsesjonssøknad Mai 2007: Tilleggssøknad August 2008: Konsesjonsvedtak, NVE Juli 2010: Konsesjonsvedtak, OED August 2010: Ekspertutvalg oppnevnes Oktober 2010: Byggestart Samnanger Mødalen Januar 2011: Tilleggssøknad trase Granvin Februar 2011: Rapporter fra ekspertutvalgene Mars 2011: Konsesjonsvedtak opprettholdes April 2011: Byggestart hele prosjektet Mai 2011: Avslag, traseendring Granvin Mars 2012: Vedtak kulturminner, Miljøverndepartementet Juli 2012: Konsesjonssøknad, transformatorstasjon Kvam Februar 2013: Avslag, transformatorstasjon Kvam Desember 2013: Spenningssetting
Après nous le déluge
Vestre korridor (så vidt i gang?) Kaia Solland Plansjef Norge Sør 05.11.13
Vestre korridor Et av Statnetts største prosjekter Spenningsoppgradering av sentralnettet fra Kristiansand, via Feda til Sauda Første trinn i utvikling av nett nord-sør på Vestlandet
Begrunnelse Dagens drift er utfordrende Spesielt i sommersesongen Behov for reduksjon i handelskapasitet Omfattende bruk av systemvern Økt flyt som følge av Skagerrak 4 Østre korridor avhjelper Tidvis skjevbelastning Revisjonsperioder utfordrende
Fremtidige drivere Planer om nye mellomlandsforbindelser Ny forbindelse til Tyskland i 2018 og England i 2020 Økt fornybar produksjon Lokalt langs korridoren Stort potensiale på Vestlandet
Trinnvis oppgradering - Trinn 1 420 kv mellom Sauda og Kristiansand Høy utnyttelse av dagens kabler og SK4 Ny fornybar i Kvinesdal, Tonstad og Lyse Tilrettelegge for videre oppgraderinger
Trinn 2 Oppgradert ledning nummer to mellom Sauda og Lyse Ny kabel fra Kvilldal Fornybar i Saudaområdet og nordover på Vestlandet Legger til rette for spennings-oppgradering Sauda-Samnanger
Trinn 3 420 kv Erstmyra- Solhom-Arendal Ny kabel til Tyskland Forutsetter Lyse- Stølaheia
Vestre korridor i tall Ca 270 km oppisolering av eksisterende ledning Ca 250 km ny kraftledning i hovedsak eksisterende trasé 8 nye stasjoner på ny tomt eller tilknytning til eksisterende anlegg Berøre 16 kommuner
Kompleks ombygging Oppgraderingen skal skje i et hardt belastet nett. Må se hele korridoren under ett En god løsning et sted kan være en dårlig løsning for anleggene rundt. Har etablert en gjennomføringsstrategi
Mål for gjennomføringsstrategi Rasket mulig økning av kapasitet Færrest mulig utkoblinger Bygge parallelt med eksisterende anlegg Gjøre mest mulig før flyten i nettet øker Utnytte eksisterende utkoblingsvinduer og samordne med HVDC- revisjoner HMS
Gjennomføringsstrategi har påvirket Konseptene hvordan sluttbildet ser ut Stasjonsutformingene hvordan få til overgang til 420 kv Konsesjonssøknadene Valg av traséer for samtidig drift av eksisterende ledninger Tidspunkt for sanering av ledninger Anskaffelsesstrategi
Status Fått konsesjon på Feda Kristiansand, er under gjennomføring 6 delstrekninger konsesjonssøkt 1 delstrekning meldes i år 3 konsesjonssøknader i 2014 Planlagt ferdigstillelse fra 2018 frem til 2020
Vi er mer enn så vidt i gang