En landsdel på vent. Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane

En landsdel på vent Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane Multiklientstudie April 2011

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 2 av 58 Om prosjektet Om rapporten Prosjektnummer: ENO-2011-2 Rapportnavn: Prosjektnavn: Ørskog Fardal (Sogndal) Rapportnummer: TE-2011-06 Oppdragsgiver: Mulitiklient ISBN-nummer 978-82-93150-04-6 Prosjektleder: Eivind Magnus Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Åsmund Jenssen Kristine Fiksen Ferdigstilt: 09.05.2011 Om Øvre Vollgate 6 0158 Oslo Foretaksnummer: NO 895 144 932 er et norskbasert konsulentselskap med spesialkompetanse innenfor energi og kraft, med et geografisk fokus på Norden og Nordvest-Europa

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 3 av 58 SAMMENDRAG Bakgrunn og problemstilling Kraftsituasjonen i Midt-Norge har vært preget av store underskudd og tidvis høye områdepriser de seneste årene. Statnett og regionale nettselskaper har uttrykt bekymring for forsyningssikkerheten i området i flere år. Utfordringene er primært knyttet til den negative energibalansen i regionen. Forsyningssikkerheten er truet dersom vannkraftmagasinene i regionen går tomme og importkapasiteten ikke er tilstrekkelig til å dekke kraftbehovet. Dette er en situasjon som kan oppstå på senvinteren i et tørt år med lite tilsig og lav magasinfylling. En del av problemet er at regionen har lav magasinkapasitet tilknyttet vannkraftverkene sammenlignet med landsgjennomsnittet. Midt-Norge er en region med et variert næringsliv med gode framtidsutsikter. Både innen petroleumsnæring og i den kraftintensive industrien foreligger det planer om industriell utvikling som vil kreve tilgang på mer kraft enn det som i dag er tilgjengelig i Midt-Norge. Det er også en underliggende befolkningsvekst i området. I denne rapporten drøfter vi ulike strategier med sikte på å forbedre kraftbalansen i Midt Norge. De ulike tiltakene vi ser på er utbygging av kraftproduksjon i området, energieffektivisering og nettutbygging. Det sentrale prosjektet på nettsiden er en ny 420 kv-forbindelse mellom Ørskog og Fardal (Sogndal). Denne forbindelsen er også viktig for Sogn og Fjordane fylke som har et betydelig kraftoverskudd og store muligheter for utbygging av mindre vannkraftanlegg. En stor del av vannkraftpotensialet på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane kan ikke realiseres før sentralnettsledningen mellom Ørskog og Fardal (Sogndal) er på plass. En slik ledning vil også kunne gi grunnlag for industriutvikling på flere steder i Sogn og Fjordane som per i dag har et for svakt nett til at eksempelvis kraftintensiv industri kan etableres. Fra et samfunnsmessig perspektiv må ulike tiltak vurderes ut fra hva slags nytte og kostnader de gir opphav til. En viktig nyttevirkning er knyttet til verdiskaping, det vil si verdien av varer og tjenester som er basert på elektrisitet som innsatsfaktor samt verdien av kraftproduksjon. Spørsmålet vi drøfter, er hvordan ulike tiltak for å utvikle kraftsystemet i Midt-Norge og Sogn og Fjordane, kan påvirke verdiskapingen både nasjonalt og regionalt. Vårt hovedmål er å drøfte hvordan nettinvesteringer som øker tilgangen på kraft i Midt-Norge og legger til rette for utbygging av ny fornybar kraft på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane påvirker verdiskapingen sammenlignet med tiltak på produksjons- og forbrukssiden. Vi har ikke som ambisjon å gjennomføre en fullstendig samfunnsøkonomisk analyse av alle alternative tiltak. Kraftnettet er en kritisk infrastruktur Kraftnettet er en unik infrastruktur i den forstand at det til enhver tid må være balanse mellom produksjon og forbruk av elektrisitet. Det skyldes at elektrisitet ikke kan lagres på noen måte, og eksakt balanse blir derfor et ufravikelig krav dersom vi skal unngå systemsvikt og risiko for mørklegging av store områder. Kapasiteten i produksjonssystemet og nettet må dimensjoneres slik at det maksimale forbruket kan dekkes. Det betyr også at produksjonen må følge endringene i forbruket kontinuerlig, både opp og ned. Ved feil i nettet eller kraftverk må systemet respondere øyeblikkelig. På denne måten er kraftnettet forskjellig fra veier, jernbane og telenett, der vi kan bruke kø og andre virkemidler for å håndtere ubalanser, uten at det skaper risiko for sammenbrudd. Elektrisitet spiller en stadig viktigere rolle i alle deler av samfunnet. Manglende kraftforsyning vil i løpet av kort tid føre til stans i økonomisk aktivitet og føre til store ulemper for befolkningen. Kraftnettet er slik sett trolig den aller viktigste infrastrukturen i samfunnet i og med at all annen infrastruktur er avhengig av strøm for å fungere.

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 4 av 58 Kraftunderskudd i Midt-Norge og kraftoverskudd i Sogn og Fjordane I løpet av de siste årene har det oppstått et betydelig kraftunderskudd i Midt-Norge. Dette skyldes i hovedsak etablering av betydelige mengder nytt industrielt forbruk uten at kraftproduksjonen eller importkapasiteten har økt tilsvarende. I et normalår vil underskuddet i regionen utgjøre ca 7,5 TWh av et totalt kraftforbruk på 22 TWh per år. Kraftunderskuddet i regionen fører til høyere kraftpriser for industri og alminnelig forsyning og enkelttimer med ekstreme prisutslag. I løpet av 2009 og 2010 har befolkning, næring og industri betalt 1,2 milliarder kroner mer for strøm enn dersom regionen hadde hatt samme priser som Sør- og Østlandet. Behovet for kraft i Midt-Norge er også økende. Befolkningsvekst og økonomisk vekst gir en forventet vekst fram til 2020 på nærmere 1 TWh i alminnelig forsyning. Industrien har varslet en økning i sitt forbruk fra 10 TWh til nesten 13 TWh i 2020. Det gir en samlet vekst i det forventede kraftforbruket på i underkant av 4 TWh fram til 2020. Dette omfatter både nyetableringer og utvidelser av eksisterende virksomheter innen kraftintensiv industri og petroleum. Statnett vil fraråde tilknytning av nytt større forbruk før den regionale kraftsituasjonen er løst. Utviklingen i Midt-Norge skaper flere utfordringer for kraftsystemet, men også muligheter. Det finnes meldte eller konsesjonssøkte planer for utbygging av 1,4 TWh vannkraft og 8 TWh vindkraft i regionen, hvor Fosen er et særlig viktig område for ny vindkraft. Det meste av vindkraften er avhengig av større investeringer i sentralnettet for å kunne realiseres. Den viktigste ledningen her er en ytre forbindelse over Fosen på strekningen mellom Namsos og Orkdal/Trollheimen som er nødvendig for å fange opp vindkraft på Fosen og i Snillfjordområdet. I tillegg vurderes det to gasskraftverk i regionen, et på Skogn i Nord-Trøndelag og et i Elnesvågen i Fræna kommune i Møre og Romsdal. Sammenlignet med Midt-Norge kan situasjonen i Sogn og Fjordane i stor grad beskrives med motsatt fortegn. Sogn og Fjordane har et kraftoverskudd på ca. 6 TWh i et normalår, noe som utgjør nesten halvparten av kraftproduksjonen i fylket. Kraftintensiv industri står for 70 prosent av kraftforbruket. Deler av denne industrien har redusert sin produksjon som følge av finanskrisen, men forbruket har nå trolig stabilisert seg. Total vannkraftproduksjon i Sogn og Fjordane er på 12,7 TWh. I tillegg til dagens produksjon finnes det et betydelig potensial for utbygging av ny vannkraft, hovedsakelig småkraft. En stor andel av dette potensialet kan imidlertid ikke realiseres med dagens nett i fylket. Det er ikke kapasitet til ytterligere kraft i dagens 132 kv ledning gjennom Sogn og Fjordane. Utbygging av sentralnettsledninger for å transportere kraft fra Sogn og Fjordane og sørover til BKK-området eller nordover til Midt-Norge er derfor en forutsetning for utbygging av ny kraft i fylket. Det finnes også flere planer for utbygging av vindkraft som ikke kan realiseres gitt dagens kapasitet i nettet. Meldte og konsesjonssøkte planer for ny vannkraft på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane som må vente inntil en løsning på nettutfordringen er på plass, utgjør 2,6 TWh. Det kartlagte potensialet er betydelig høyere enn dette, og Sogn og Fjordane har trolig landets beste gjenværende uutbygde vannkraftressurser. I tillegg har fylket store vindkraftressurser, av dette er det 2,3 TWh konsesjonssøkte anlegg som ikke kan bygges uten økt nettkapasitet. Til tross for at Sogn og Fjordane totalt sett har et stort kraftoverskudd og god magasinkapasitet, gjelder ikke dette hele fylket. Det skyldes at det mangler en sentralnettforbindelse fra nord til sør i fylket. De fleste store vannkraftanlegg og vannkraftmagasiner ligger sør og vest for Sogndal, der også det meste av fylkets kraftintensive industri ligger. Nord-vest for Lærdal-Aurland vil det være begrenset potensial for å fase inn kraftintensiv virksomhet uten at det bygges ny sentralnettsledning. Det er imidlertid flere industriprosjekter nord i Sogn og Fjordane til vurdering, slik at dagens nettsituasjon kan legge begrensninger på industriutvikling også i Sogn og Fjordane. Samfunnsmål og vurderingskriterier for alternative løsninger At kraftnettet er den viktigste infrastrukturen vi har, betyr ikke at vi skal bygge nett for enhver pris eller at kraftforbruk og produksjon alltid skal økes. Det er viktig å vurdere alternative tiltak opp mot hverandre. Kraftsystemet skal bidra til å oppfylle samfunnsmessige mål knyttet til

Miljø Verdiskapiing Verdiskaping og forsinginssikkerhet Forsyningssikkerhet En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 5 av 58 forsyningssikkerhet, verdiskaping og miljø. Viktige avledede vurderingskriterier i denne sammenhengen, er følgende: Samfunnsmål Kriterium Definisjon Leveringspålitelighet Lavest mulig risiko for avbrudd i ulike driftssituasjoner Fleksibilitet Best mulig evne til å håndtere endringer i kraftsituasjonen på kort sikt (endringer i kraftflyt som følge av endrede markeds- og nettforhold, svingninger i temperatur og tilsig) Tilgjengelighet Løsningene er driftsklare når behovet oppstår Kapasitet Mest mulig kapasitet for fremtidige endringer i produksjon og forbruk Regionale prisvirkninger Utjevning av regionale kraftprisforskjeller Kostnader Lavest mulig direkte prosjektkostnader (investeringer og drift) Klima Mest mulig kutt i klimagassutslipp Naturhensyn Minst mulig naturinngrep Kilde: Vurdering av alternative tiltak De aktuelle tiltakene som er vurdert, er følgende: Ny kraftproduksjon. Det vil avhengig av nettinvesteringer innad i regionen trolig bli bygd ut flere hundre MW vindkraft og noe småskala vannkraft i Midt-Norge. I tillegg er det aktuelt å bygge ut gasskraft i Elnesvågen (ca. 450 MW) og/eller Skogn (i overkant av 800 MW) som kan bidra med inntil 8-9 TWh årlig kraftproduksjon. Gasskraft vil trolig ikke bli realisert på kommersielle vilkår i dagens situasjon, gitt behovet for infrastruktur for gass (Skogn) og anlegg for CO 2 -fangst og lagring (Elnesvågen). Gasskraftverk kunne stå driftsklare i 2015/2016 gitt en snarlig investeringsbeslutning. Redusert kraftforbruk. Det er et teoretisk potensial på 3-4 TWh redusert kraftforbruk i alminnelig forsyning basert på eksisterende studier av potensialet for energieffektivisering i Midt-Norge, i tillegg til utsatte investeringer i industri og petroleumsvirksomhet. Utsatte investeringer i industrien er imidlertid en del av det underliggende verdiskapingspotensialet, og vurderes ikke som forbruksreduserende tiltak. Energieffektivisering i kraftintensiv industri

Miljø Forsyningssikkerhet Verdiskaping V og F En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 6 av 58 er tatt hensyn til gjennom eksisterende forbruksprognoser. Forbruksreduksjonene i alminnelig forsyning kan bare realiseres over en lengre periode, anslagsvis 10 år eller mer. Nettinvesteringer. Det aktuelle nettiltaket er en 420 kv-forbindelse Ørskog-Sogndal, enten som luftledning eller med sjøkabel på deler av strekningen. Forbindelsen kan tidligst stå klar i 2015. I tabellen nedenfor oppsummerer vi virkningene av alternative strategier for å utvikle kraftsystemet i Midt-Norge og Sogn og Fjordane. Tiltak Økt produksjon Redusert forbruk Nett - luftledning Nett utsatt løsning med sjøkabel Leveringspålitelighet ++ + +++ ++ Fleksibilitet ++ + +++ ++ Tilgjengelighet ++ + +++ ++ Kapasitet ++ + +++ ++ Regionale prisvirkninger +++ + +++ ++ Kostnader 0 + + 0 Klima 0 0 ++ ++ Naturhensyn + ++ 0 + Utbygging av nettet i form av en ny forbindelse Ørskog-Fardal (Sogndal) framstår som den beste løsningen for kraftsystemet totalt sett. Bare denne løsningen ivaretar behovene knyttet til økt kraftproduksjon i Sogn og Fjordane og styrket forsyningssikkerhet i Midt-Norge, samtidig som den legger til rette for næringsutvikling og verdiskaping i Midt-Norge gjennom investeringer i kraftintensiv industri og petroleumsvirksomhet. Ørskog-Fardal (Sogndal) øker også forsyningssikkerheten og mulighetene for næringsutvikling og investeringer i industri i Sogn og Fjordane, og er generelt mer robust overfor ulike mulige utviklingsforløp innen produksjon og forbruk av kraft. Det er derfor ønskelig å bygge Ørskog-Fardal (Sogndal) på et tidspunkt uansett. Økt kraftproduksjon løser et stykke på vei utfordringene ved svak forsyningssikkerhet og høye og volatile kraftpriser i Midt-Norge, og legger til rette for økt forbruk avhengig av hvor mye ny kraftproduksjon det er snakk om og hvor den er lokalisert. Ny kraftproduksjon i Sogn og Fjordane lar seg imidlertid ikke realisere uten nett. Økt kraftproduksjon krever for øvrig enten investeringer i sentralnett i Midt-Norge (vindkraft på Fosen og andre steder), eller omfattende infrastrukturinvesteringer (gassrør til Skogn og CO 2 -fangst og lagring i Elnesvågen). Det er sannsynlig at tiltak innen kraftproduksjon vil bli realisert noe senere enn nettiltak, i hvert fall dersom nettet bygges uten forsinkelser innen 2015, og konsekvensene for forsyningssikkerhet og verdiskaping blir på den måten noe dårligere enn for nett. Gasskraft uten CO 2 -fangst og lagring (som er aktuelt på Skogn) skaper dessuten utfordringer for norske utslippsmål i henhold til klimaforliket. Redusert forbruk er det beste alternativet med hensyn til naturinngrep, men scorer dårligere med hensyn til forsyningssikkerhet og mulige større forbruksøkninger i Midt-Norge, både med hensyn

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 7 av 58 til nivå på mulige forbruksreduksjoner og fordi reduksjonene først kan realiseres over lengre tid. Noen forbruksreduserende tiltak er billige og enkle å gjennomføre, men mange krever omfattende og dyre tiltak i den eksisterende bygningsmassen og store endringer i kundenes atferd. Det er alt i alt svært usikkert hvor mye forbruket kan reduseres og på hvilket tidspunkt. Redusert kraftforbruk gjør det heller ikke mulig å realisere potensialet for ny kraftproduksjon i Sogn og Fjordane. Derfor er heller ikke redusert forbruk i Midt-Norge kombinert med økt kraftproduksjon en fullgod løsning, selv om en slik kombinasjon øker mulighetene for investeringer i kraftintensiv industri og petroleumsvirksomhet i regionen. Nett gir på denne måten både størst forventede nyttevirkninger, og gir også mer forutsigbarhet for aktørene som skal investere i ny kraftproduksjon, industri og petroleumsvirksomhet. Gitt at nett er den beste løsningen for Midt-Norge og Sogn og Fjordane samlet sett, er spørsmålet hvordan valg mellom luftledning og sjøkabel og tidspunkt for bygging påvirker verdiskapingen. Utsettelse av nettutbygging reduserer verdiskapingen Valg av sjøkabel vil føre til en utsettelse av Ørskog-Fardal (Sogndal) på 1-3 år og vesentlig høyere investeringskostnader, i størrelsesorden 2,4 milliarder kroner. Det er sendt en egen konsesjonsøknad for sjøkabel for en delstrekning like ved Ørstad, og det vil kreve ekstra tid til anbuds- og innkjøpsprosesser og selve byggingen av forbindelsen. En utsettelse av prosjektet vil derfor få verdiskapingskonsekvenser ved at andre investeringer blir utsatt eller skrinlagt, i tillegg til at det skaper en risiko for vedvarende høye og sterkt svingende kraftpriser i flere år. Forsinkelser kan oppstå selv om Statnett nå har fått konsesjon til å bygge deler av ledningen. Verdiskapingen som kan utløses av Ørskog-Fardal (Sogndal)-forbindelsen er særlig relatert til kraftintensiv industri og petroleumsnæringen i Midt-Norge og utbygging av ny kraftproduksjon mellom Ørskog og Sognadl som ikke kan realiseres uten en ny ledning. Det er også et verdiskapingspotensial for utbygging av kraft i Midt-Norge. Vannkraftprosjektene i denne regionen kan bygges med mindre tilpasninger i nettet, og vil bidra til en bedret kraftbalanse i regionen. Vindkraftinvesteringer i Midt-Norge blant annet på Fosen avhenger ikke av Ørskog- Sogndal, men er kritisk avhengig av at andre sentralnettsforbindelser i Trøndelag blir bygd ut. Vi har ikke gjort noen vurderinger av verdiskapingskonsekvenser ved en eventuell utsettelse av kraftledninger i Midt-Norge, men nøyer oss med å påpeke at også nettinvesteringer har stor betydning i regionen. De økonomiske virkningene av en utsatt nettutbygging vil være avhengig av om prosjekter innen kraftutbygging og ny industriell virksomhet blir skrinlagt, eller om det primært er snakk om en utsettelse. Spørsmålet om utsettelse eller skrinlegging er både avhengig av når en eventuell nettilgang kommer og de fremtidige markedsbetingelsene når investeringene skal fattes, siden kraftmarkedet kan endre seg slik at investeringene blir ulønnsomme. For den regionale verdiskapingen er spørsmålet hvilken betydning investeringsprosjektene har for det regionale næringsliv og sysselsetting. Det avhenger av hvor stor del av prosjektene som tilfaller det regionale næringslivet i form av leveranser. Det vil være store effekter i investeringsfasen der lokale entreprenører normalt vil få en betydelig andel av anleggsarbeidene. I driftsfasen vil verdiskapingen gi ringvirkninger gjennom økte inntekter til regionale investorer, økt sysselsetting og høyere kommunale og fylkeskommunale skatteinntekter. På basis av tidligere rapporter om ringvirkninger av investeringer har vi gjort noen anslag på hva de regionale effektene av investeringsprosjekter kan være: Investeringer i petroleumsvirksomhet betyr mye for den regionale næringsvirksomheten. Det skyldes at prosjektene er svært store, og selv om regionale aktører konkurrerer om en relativt liten andel av utbyggingsprosjektene, kan betydningen likevel bli stor. Et investeringsvolum på 60 milliarder kroner kan bety leveranser for det regionale næringslivet i Midt-Norge på 7 milliarder kroner over en 5 års periode. En utsettelse av Ørskog- Fardal (Sogndal)- forbindelsen med 1-3 år kan dessuten føre til et nåverdiskap på i størrelsesorden 0,9 2,7

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 8 av 58 milliarder kroner som følge av at utbygging av Luva og Linnorm prosjektene med tilhørende infrastruktur for gass inn til Nyhamna må utsettes. Investeringer i kraftintensiv industri bidrar til næringsutvikling både nasjonalt, regionalt og lokalt. Vi legger til grunn at om lag 40 prosent av investeringene i industriprosjekter tilfaller norske aktører, mens 50 prosent av dette igjen tilfaller aktører i regionen. For investeringer i størrelsesorden 7 milliarder kroner, kan vi forvente at ca 2,8 milliarder kroner vil tilfalle norske aktører i form av økte leveranser, hvorav næringslivet i Midt-Norge vi kunne nyte godt av 1,4 milliarder kroner. For vindkraftprosjekter på land på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane anslår vi at om lag 25 prosent av investeringskostnadene kan tilfalle norske aktører i form av økte leveranser som i stor grad dreier seg om anleggsvirksomhet i forbindelse med utbygging av nødvendig infrastruktur og tilrettelegging av tomter. Med en utløst investering på 14 milliarder kroner i Sogn og Fjordane, kan det for næringslivet i regionen dreie seg om leveranser på anslagsvis 2 milliarder kroner. For vannkraftprosjektene vil andelen av investeringene som tilfaller norske aktører være langt høyere, kanskje opp mot 75 prosent av de totale leveransene. Med en samlet investering på 9 milliarder kroner, kan det dermed dreie seg om leveranser på samlet sett 2,3 milliarder kroner for næringslivet i Sogn og Fjordane og på Sunnmøre. Det vil dessuten kunne oppstå et betydelig nåverditap i størrelsesorden 0,3-0,9 milliarder kroner ved at det blir dyrere å nå målet om utbygging av fornybar kraft i henhold til det norsk-svenske sertifikatmarkedet dersom disse prosjektene ikke blir bygd ut i tide. For leverandørindustrien i Midt-Norge og Sogn og Fjordane kan altså en forsinkelse av Ørskog- Fardal (Sogndal)-forbindelsen føre til at leveranser på til sammen 13 milliarder kroner må utsettes. I tillegg kommer risikoen for at selve utsettelsen vil kunne medføre at noen av prosjektene enten blir skrinlagt eller eventuelt lokaliseres i andre regioner. Tabellen under oppsummerer de ulike verdiskapingskonsekvensene vi har drøftet i dette kapitlet. En utsettelse av Ørskog-Fardal (Sogndal)-forbindelsen fra 1 til 3 år gir et samlet nåverditap, inklusiv høyere kostnader på mellom 3,6 og 6,0 milliarder kroner. Totale investeringer på vent er anslått til 90 milliarder kroner, hvorav anslagsvis vel 50 milliarder kroner vil tilfalle norske aktører. Av dette kan 13 milliarder ventes å komme regionale aktører i Midt-Norge og Sogn og Fjordane til gode. Vi har ikke kvantifisert verdiskapingskonsekvenser av en situasjon med økende risiko for volatile priser, rasjonering og avbrudd i Midt-Norge. Ei heller nåverditapet dersom vannkraftprosjekter skrinlegges som følge av en forsinket nettutbygging mellom Ørskog og Sogndal. Nåverdi utsettelse1-3 år Totale investeringer på vent Estimat på innkjøp fra Norge Estimat på innkjøp fra regionen Petroleum 0,9-2,7 60 42 7,0 Kraftintensiv industri I/T 7 2,8 1,4 Vannkraft 0,3-0,9 9 4,5 2,3 Vindkraft 0 12,5 4 2 Økte kostnader ved sjøkabel 2,4 Sum 3,6 6,0 89 53,3 13 Kilde:

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 9 av 58 INNHOLD 1 INNLEDNING... 11 2 KRAFTFORSYNINGEN I MIDT-NORGE OG I SOGN OG FJORDANE... 13 2.1 Kraftnettet som kritisk infrastruktur... 13 2.2 Verdien av forsyningssikkerhet for kraft... 14 2.3 Mulige tiltak ved anstrengte kraftsituasjoner... 14 2.4 Overblikk over produksjon og forbruk i Midt-Norge og Sogn og Fjordane... 15 2.5 Kortsiktige driftsutfordringer... 17 2.5.1 Kraftunderskudd og avhengighet av import i Midt-Norge... 17 2.5.2 Midt-Norge som eget prisområde... 18 3 UTFORDRINGER FOR KRAFTSYSTEMET PÅ LANG SIKT... 22 3.1 Forbruksutviklingen... 22 3.1.1 Alminnelig forsyning... 22 3.1.2 Kraftintensiv industri og petroleumsnæringen i Midt-Norge... 23 3.2 Potensialet for ny kraftproduksjon i Sogn og Fjordane og Midt-Norge... 24 3.3 Kraftnettet... 29 3.3.1 Sogn og Fjordane... 29 3.3.2 Midt-Norge... 29 3.3.3 Planlagt ny 420 kv ledning mellom Ørskog og Fardal (Sogndal)... 30 3.4 Oppsummering... 32 4 ALTERNATIVE STRATEGIER FOR UTVIKLINGEN AV KRAFTSYSTEMET I REGIONEN... 34 4.1 Vurderingskriterier... 34 4.2 Økt kraftproduksjon... 35 4.3 Redusert forbruk... 38 4.4 Tiltak i nettet... 41 4.5 Oppsummering av alternative strategier for å utvikle kraftsystemet... 43 5 KONSEKVENSER FOR VERDISKAPINGEN... 45 5.1 Innledning... 45 5.2 Kraftintensiv industri i Midt-Norge... 45 5.2.1 Prisnivået på kraft i Midt-Norge er høyere enn i Sør-Norge... 46 5.2.2 Volatile kraftpriser kan gi store utslag... 47 5.2.3 Utvidelser av eksisterende virksomhet og etablering av ny industri begrenses av kraftsituasjonen nedskalering oppgis som en mulighet... 48 5.2.4 Uforutsette utfall får store konsekvenser, men skjer sjeldnere enn før... 48 5.2.5 Korte, planlagte utkoblinger oppleves som håndterbart... 49

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 10 av 58 5.2.6 Industrien frykter rasjonering av strøm... 49 5.3 Industriutvikling i Sogn og Fjordane... 49 5.4 Petroleumssektoren... 50 5.4.1 Ormen Lange-feltet... 50 5.4.2 Utvikling av nye gassreserver i Norskehavet... 50 5.5 Utbygging av ny fornybar kraft... 52 5.5.1 Vannkraft... 53 5.5.2 Vindkraft... 54 5.6 Investeringer og regional verdiskaping... 54 5.7 Høyere kostnadsnivå ved alternative traseer mellom Ørskog og Ørsta... 55 5.8 Oppsummering... 56 REFERANSELISTE... 58

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 11 av 58 1 INNLEDNING Kraftsituasjonen i Midt-Norge har vært preget av store underskudd og begrenset importkapasitet i flere år. Som en konsekvens har kraftprisene i området ligget høyere enn andre landsdeler i Norge. Kraftprisen har i perioder ligget svært høyt, og det har vært store kortsiktige svingninger. Statnett har blant annet investert i reservekraftverk for å stå bedre rustet til å håndtere situasjoner med knapphet på energi og redusere sårbarheten overfor den begrensede nettkapasiteten. Samtidig er det omfattende planer for både nytt kraftforbruk og ny produksjon i regionen. På Sunnmøre og i Sogn og Fjordane, er det også et stort potensial for ny fornybar kraftproduksjon. Som en mulig løsning på utfordringene i Midt-Norge og Sogn og Fjordane har Statnett søkt konsesjon for en ny 420 kv-forbindelse fra Ørskog i Møre og Romsdal til Fardal (Sogndal) 1 i Sogn og Fjordane. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) gav konsesjon til prosjektet i 2009, men saken er fortsatt til klagebehandling i Olje- og energidepartementet. Departementet har varslet at de planlegger å fatte endelig konsesjonsvedtak for deler av den nye forbindelsen tidlig i 2011, men har samtidig bedt Statnett søke konsesjon på alternative løsninger, herunder sjøkabel for delstrekningen Ørskog-Store Standal. Statnett har derfor søkt konsesjon for en sjøkabel på denne strekningen. Tiltak i kraftsystemet, inklusive utbygging av nettet, har konsekvenser for samfunnet på flere måter. Implikasjonene av nettutbygging for velferd, næringsutvikling og verdiskaping bør tillegges betydelig vekt ved vurderingen av nett kontra andre tiltak. Spørsmålet vi drøfter i denne rapporten, er hvordan ulike tiltak for å utvikle kraftsystemet i Midt- Norge og Sogn og Fjordane, kan påvirke verdiskapingen både nasjonalt og regionalt. Vårt hovedmål er å drøfte hvordan nett påvirker verdiskapingen relativt til tiltak på produksjons- og forbrukssiden. Vi har ikke som ambisjon å gjennomføre en fullstendig samfunnsøkonomisk analyse av alternative tiltak. I kapittel 2 drøfter vi på et overordnet nivå kraftnettets betydning i et samfunnsmessig perspektiv, før vi beskriver kraftsituasjonen i Midt-Norge og Sogn og Fjordane i kapittel 3. I kapittel 4 sammenligner vi nettutbygging med andre foreslåtte alternativer for å løse kraftproblemene og rangerer alternativene etter hvordan de skårer i forhold til et sett vurderingskriterier. Vurderingskriteriene er avledet av de overordnede samfunnshensynene forsyningssikkerhet, verdiskaping og miljø. I kapittel 5 analyserer vi ulike samfunnsmessige kostnader ved en vedvarende utilfredsstillende situasjon i kraftnettet og beregner potensielle tap dersom ønskelige tiltak utsettes. Beregningen av samfunnsmessige kostnader tar utgangspunkt i intervjuer med aktører innen kraftsektoren, industrien og petroleumsvirksomhet. Prosjektet er gjennomført av på oppdrag fra følgende organisasjoner, bedrifter og myndigheter: Energi Norge Møre og Romsdal fylkeskommune Nordmøre Energiverk Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk Nord-Trøndelag fylkeskommune Norsk Hydro 1 Prosjektet omtales som Ørskog-Fardal av Statnett og Ørskog-Sogndal av Olje- og energidepartementet og NVE. Vi bruker bruker derfor begge disse betegnelsene.

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 12 av 58 Norsk Industri Sogn og Fjordane Energi Sogn og Fjordane fylkeskommune Sognekraft Statnett Sunnfjord Energi Sør-Trøndelag fylkeskommune Tafjord Kraft TrønderEnergi

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 13 av 58 2 KRAFTFORSYNINGEN I MIDT-NORGE OG I SOGN OG FJORDANE 2.1 Kraftnettet som kritisk infrastruktur Kraftsystemet skiller seg vesentlig fra både andre energibærere og andre infrastrukturer på flere områder. Dette gjelder både lagring og overføring av kraft. Flere energikilder som for eksempel olje og biobrensel, kan lagres. Vannkraftmagasiner representerer også en form for energilagring, og energimengden som kan lagres i vannmagasiner har stor betydning for fleksibiliteten i et kraftsystem. Ferdig produsert elektrisk kraft kan imidlertid ikke lagres. Det må derfor til enhver tid være eksakt momentan balanse mellom produksjon og forbruk i kraftsystemet til enhver tid. Frekvensen i nettet må opprettholdes på ca 50 Hz. Avvik fra denne frekvensen medfører risiko for systemsvikt og strømbrudd for store områder. På denne måten skiller kraftnettet seg fra andre infrastrukturer, som veier, jernbane og telenett. I andre infrastrukturer er kø en aktuell løsning når kapasiteten er begrenset. Det er ikke mulig i kraftnettet. Kraftnettet har dessuten det særtrekket at flyten i nettet ikke kan styres, men i stedet følger fysiske lover og avhenger av produksjon og forbruk i hvert enkelt punkt i nettet. 2 Behovet for balanse er et generelt kjennetegn ved alle kraftsystemer. Det norske kraftnettet har i tillegg noen spesielle kjennetegn som følge av nasjonale og regionale forhold som gjør systemdriften ekstra komplisert. Produksjonssystemet vårt er i hovedsak basert på vannkraft, noe som gjør kapasiteten i produksjonen avhengig av værforhold og nedbør. I perioden 1930-2009 har tilsiget til vannkraftsystemet variert mellom 88 og 150 TWh pr. år på landsbasis. 3 I tillegg til dette bruker vi en høy andel elektrisitet til oppvarming, slik at forbruket av elektrisitet varierer med ute-temperaturen. De fleste andre land benytter i større grad andre energikilder enn strøm til oppvarming og har mindre variasjoner i ute-temperaturen over året. Andre land har dermed mindre variasjoner i strømforbruket mellom sommer og vinter. Kraftnettets særtrekk har flere viktige implikasjoner: Kapasiteten i produksjonssystemet og nettet må være høy nok til å dekke etterspørselen hos sluttbrukerne til enhver tid. Det vil si at kraftsystemet må dimensjoneres slik at etterspørselen kan dekkes i høylasttimene på morgenen og ettermiddagen på årets kaldeste dager, også i ekstremt kalde år. Som en analogi til veisystemet ville dette bety at det ikke skulle være kø noe sted i landet på vei ned fra fjellet andre påskedag. Produksjonen må følge forbruksendringer kontinuerlig, både opp og ned. I tillegg endrer kraftflyten seg ofte som følge av regionale variasjoner internt i Norge, samt utvekslingen av kraft mellom Norge og andre land. Nettet må kunne håndtere disse svingningene. Ved utfall av nettanlegg, kraftverk eller store forbruksenheter (for eksempel havari i industrianlegg) må systemet respondere øyeblikkelig. For eksempel vil et utfall av et kraftverk i et område måtte kompenseres ved økt produksjon i andre verk, økt import til området via nettet eller utkobling av forbruk. Det siste kulepunktet er særlig viktig når vi skal vurdere nytten av ulike tiltak i kraftsystemet. Feil på anlegg vil oppstå fra tid til annen, enten det skyldes feilkonstruksjoner, materiellsvikt, slitasje, påvirkning fra vær og vind eller menneskelige forhold (herunder sabotasje). Nasjonalt har antall feil i nettet på de høyeste spenningsnivåene sunket de siste ti årene, men det oppstår fortsatt flere hundre feil pr. år ifølge Statnetts feilstatistikk. 2 Dette gjelder i et vekselstrømnett. Med likestrøm kan flyten styres, men likestrøm er bare aktuelt i avgrensede deler av nettet. 3 Ifølge data fra Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE).

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 14 av 58 2.2 Verdien av forsyningssikkerhet for kraft Dersom det oppstår feil i nettet eller andre komponenter og det ikke finnes kapasitet i systemet til å håndtere feilsituasjonene, vil det oppstå strømbrudd. Avbrudd av strøm har en samfunnsøkonomisk kostnad for sluttbrukerne. 4 Kostnadene skyldes blant annet følgende forhold: Produksjon av varer og tjenester kan gå tapt eller bli utsatt. Dette kan omfatte produksjon av olje og gass, produksjon i industri og annet næringsliv, handelsvirksomhet og offentlig tjenesteyting. De berørte bedriftene rammes åpenbart direkte, men også kundene vil bli rammet dersom de ikke kan skaffe seg alternativer på kort varsel. Forskjellige gjøremål kan ta lenger tid enn normalt. For eksempel vil flytrafikk og banetransport stanse opp. Telekommunikasjon, trafikklys og bomstasjoner er andre faktorer som rammes. Også her kan konsekvensene bli store både for direkte og indirekte berørte parter. Utstyr kan bli skadet, både i husholdninger, offentlig sektor og næringsliv. Prosessanlegg i industrien kan for eksempel bli påført store skader dersom de rammes av avbrudd som ikke er varslet. I spesielle tilfeller kan det oppstå skader på liv og helse. De samfunnsøkonomiske kostnadene ved manglende forsyningssikkerhet er forsøkt tallfestet i den såkalte KILE-ordningen (KILE står for Kvalitetsjusterte inntektsrammer ved Ikke Levert Energi). Ordningen består i at nettselskapene får en økonomisk kostnad i form av lavere tillatte inntekter dersom det skjer feil i nettet som medfører avbrudd hos sluttbruker. 5 De økonomiske kostnadene varierer mellom 9,8 og 117,5 kr/kwh for et avbrudd på 1 time, avhengig av kundegruppe. Kostnadstallene er basert på en spørreundersøkelse fra 2001/2002 (jf. Kjølle et al., 2002). Samlet sett innebærer dette at forventede avbruddskostnader basert på historisk feilstatistikk og KILE-kostnader trolig undervurderer den samfunnsøkonomiske nytten av tiltak som øker forsyningssikkerheten (reduserer avbruddene). Undervurderingen skyldes at viktige kostnadselementer ikke er inkludert, herunder indirekte kostnader for tredjepart, kunders tap ved ikke-leverte varer, spenningsforstyrrelser, totale kostnader dersom hele samfunnet stanser opp og svekket økonomisk utvikling for en region med lavere forsyningssikkerhet enn andre regioner. 2.3 Mulige tiltak ved anstrengte kraftsituasjoner Statnett har en rekke virkemidler for å håndtere anstrengte kraftsituasjoner. En rekke ulike tiltak skal benyttes før man kan definere at man har en svært anstrengt kraftsituasjon (sannsynlighet for rasjonering er større enn 50 prosent). Disse tiltakene inkluderer: 1. Opprette separat Elspotområde 2. Innhente detaljert informasjon fra aktørene 3. Gi mer detaljert informasjon til aktørene (i engrosmarkedet) 4. Avlyse revisjoner 5. Informasjonskampanje rettet mot allmennheten 4 Avbrudd kan også ha en kostnad for produsenter av kraft dersom avbruddet fører til at de må redusere produksjonen eller produsere på et annet tidspunkt med lavere pris. Dette tapet er imidlertid oppad begrenset til kraftprisen, som normalt er mye lavere enn kostnaden for sluttbrukere ved manglende forsyning. 5 En mer detaljert og presis beskrivelse av ordningen finnes i FOR 1999-03-11 nr 302: Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer.

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 15 av 58 6. Systemvern og/eller reservekomponenter for å øke importkapasiteten til området, for eksempel transformatorer eller kondensatorbatterier. 7. Utkobling av kjeler som ikke allerede er koblet ut. 8. Spesialregulere produksjon for å sikre full import 9. Spesialregulere ned produksjon for å spare vann i særlig viktige kraftverk. 10. Driftskobling med redusert driftssikkerhet. Flere av disse tiltakene er igangsatt i Midt-Norge. Regionen er etablert som et eget prisområde. Hydro Sunndalsøra inngår i Statnetts systemvern, noe som betyr at forbruk i aluminiumsverket kan kobles ut momentant i korte perioder ved feil i kraftsystemet. I tillegg er det opprettet systemvern og installert kondensatorbatterier og spenningsregulerende komponenter flere steder. De andre tiltakene vil kunne settes i verk situasjoner der man nærmer seg en forsyningskrise for kraft. Det er Statnett som beslutter iverksettelse av tiltak 1-10 ut fra en samlet vurdering i hvert enkelt tilfelle. Generelt blir bruken styrt av forskrift om systemansvar. Skulle tiltak 1-10 ikke være tilstrekkelig for å håndtere kraftsituasjonen, kan Statnett iverksette SAKS-tiltak. Dette krever godkjenning fra NVE. Følgende SAKS-tiltak kan iverksettes, og de skal iverksettes i denne rekkefølgen: Innløsning av energiopsjoner Igangsetting av reservekraftverk Energiopsjoner inngår i et eget marked som Statnett har opprettet som et virkemiddel mot rasjonering i situasjoner med energiknapphet. I dette markedet inngår Statnett avtaler om langvarig utkobling av forbruk. Flere av virksomhetene i Midt-Norge inngår i dette markedet. 2.4 Overblikk over produksjon og forbruk i Midt-Norge og Sogn og Fjordane Regionen Midt-Norge utgjøres i kraftsystemsammenheng av fylkene Møre og Romsdal, Sør- Trøndelag og størsteparten av Nord-Trøndelag. Grensen i nord går ved Tunnsjødal i Nord- Trøndelag. Mot sørvest avgrenses området ved Ørskog på Sunnmøre i Møre og Romsdal, mot øst langs grensen mot Sverige. Kraftforsyningen til området skjer dels ved lokal produksjon (hovedsakelig vannkraft, samt noe vindkraft), dels ved import via en 420 kv-forbindelse fra Sverige (Nea-Järpströmmen) og via to 300 kv-forbindelser fra nord (Tunnsjødal-Verdal og Tunnsjødal-Namsos). Området har dessuten forbindelser mot Østlandet via tre ledninger. Den største er en 300 kv ledning mellom Aura- Vågamo. I tillegg finnes det to 132 kv ledninger mot sør-øst; Osbu-Vågam og og Ulset-Savalen. Mot Sogn og Fjordane finnes dagens 132 kv ledning (Haugen-Leivdal). Forbindelsen mot sørvest og Sogn og Fjordane spiller imidlertid liten rolle for importen til Midt-Norge fordi magasinkapasiteten i Sogn og Fjordane i stor grad ligger sør og øst for Sogndal og ledningen herifra og nordover har begrenset kapasitet. Definisjonen for avgrensninger av prisområdet NO3 er definert noe annerledes for forbindelsene sørover 6. Se Figur 1 for en oversikt over sentralnettforbindelser i Norge. 6 Mot sør-øst: 132 kv samleskinne i Litjfossen, mot sørvest: 132 kv samleskinne i Åsgåra og 132 kv linje Vågamo-Øvre Vinstra. I definisjonen av NO3 vil også nordre del av Sogn og Fjordane inkluderes

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 16 av 58 Figur 1: Oversikt over sentralnettet i Norge Kilde: Statnett Det finnes dessuten to mobile gasskraftverk (gassturbiner) lokalisert på Tjeldbergodden og Nyhamna i Møre og Romsdal på 2 x 150 MW, totalt 300 MW. Disse verkene er definert som reservekraftverk, og skal i henhold til konsesjonsvilkårene bare brukes i svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS som beskrevet i kapittel 2.3). Kraftforbruket i Midt-Norge er kjennetegnet ved en høy andel kraftintensiv industri, der Hydro Sunndalsøra er den største enkeltforbrukeren. Norske Skog (Skogn), Hustadmarmor (Fræna) og Elkem Thamshavn er noen av de største kraftforbrukene i regionen. I tillegg kommer Ormen Lange-terminalen på Nyhamna. Industrien har et samlet normalforbruk på ca. 10 TWh. Forbruket i alminnelig forsyning (husholdninger, næringsliv, offentlig sektor) er også betydelig, og utgjør i sum om lag 12 TWh. Produksjonen i regionen er i et normalår ca. 14,5 TWh. Midt-Norge slik det er definert innledningsvis, har et kraftunderskudd i et normalår på ca. 7,5 TWh (Statnett, 2011). I motsetning til fylkene i Midt-Norge har Sogn og Fjordane fylke et stort kraftoverskudd. Samlet forbruk i fylket er på rundt 7 TWh, og midlere kraftproduksjon er på 12,7 TWh (SFE, 2010). Det vil si at kraftoverskuddet i fylket i et normalår er på nesten 6 TWh. Kraftintensiv industri står for ca. 70 prosent av kraftforbruket i Sogn og Fjordane, eller 5 TWh. For å opprettholde balanse i

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 17 av 58 kraftsystemet i fylket, er man derfor svært avhengig av at industrien i fylket opprettholder eller øker sin aktivitet. Som en følge av finanskrisen reduserte enkelte av industribedriftene sin produksjon i 2009, men er nå tilbake i full drift (SFE, 2010). I tabellen nedenfor oppsummerer vi hovedtallene for produksjon, forbruk og magasinkapasitet i Midt-Norge. Tabell 1: En oversikt over kraftsituasjonen i Sogn og Fjordane og Midt-Norge i et normalår. TWh Produksjon Forbruk Hvorav store forbrukere Magasinkapasitet Kraftbalanse i normalår Midt-Norge 7 14,5 22 8 10 6,2-7,5 Sogn og Fjordane 12,7 7 5 8,7 +6 Kilde: SFE Nett, Istad Nett og Statnett Magasinkapasiteten på landsbasis utgjør 66 prosent av normalproduksjonen. Tilsvarende tall for Midt-Norge er 43 prosent. Fleksibiliteten i kraftproduksjonen er dermed betydelig lavere i Midt- Norge enn i resten av landet. Magasinkapasiteten i Sogn og Fjordane fylke er større enn i hele Midt-Norge-regionen. En magasinkapasitet på 8,7 TWh tilsvarer 69 prosent av normalproduksjonen i fylket. Det meste av magasinkapasiteten i Sogn og Fjordane ligger imidlertid sør og øst for Sogndal, slik at denne fleksibiliteten ikke kommer til nytte i Midt-Norge med dagens nettinfrastruktur. Store deler av dagens kraftproduksjon i Sogn og Fjordane er også plassert sør og øst for Sogndal. Det er gitt konsesjon til utbygging av 0,5 TWh ny vannkraft i Sogn og Fjordane som kan bygges før Ørskog Fardal (Sogndal) er på plass, noe som vil øke kraftoverskuddet i fylket ytterligere. 2.5 Kortsiktige driftsutfordringer 2.5.1 Kraftunderskudd og avhengighet av import i Midt-Norge Kraftsituasjonen i Midt-Norge har vært preget av store underskudd og tidvis høye områdepriser de seneste årene. Statnett og regionale nettselskaper har uttrykt bekymring for forsyningssikkerheten i området i flere år. Utfordringene er primært knyttet til den svært negative energibalansen. Det kan oppstå kritiske situasjoner dersom vannmagasinene i regionen er i ferd med å gå tomme for vann og importen ikke er tilstrekkelig til å kunne sikre kraftforsyningen. Dette er mest aktuelt sent på vinteren før vårsmelting fyller vannmagasinene. Situasjonen er særlig vanskelig i tørre år med lite tilsig og følgelig liten magasinfylling. Statnett har gjennomført flere tiltak for å øke overføringskapasiteten og styrke forsyningssikkerheten i området. Tiltakene omfatter bygging av spenningsregulerende anlegg (SVC-anlegg og kondensatorbatterier) i transformatorstasjoner og en oppgradering av 300 kv-forbindelsen Nea-Järpströmmen mellom Norge og Sverige til 420 kv. Disse tiltakene har en samlet kostnad på ca. 0,5 milliarder kroner (Statnett, 2011). De omtalte reservekraftverkene på Tjeldbergodden og Nyhamna representerer en investering på til sammen 2,3 milliarder kroner. 7 Produksjon, forbruk etc nord for Tunnsjødal og sør for Ørskog er ikke inkludert i tallene 8 Dette inkluderer normalt forbruk på Sunndalsøra, det vil si at alle ovnslinjene er i bruk (inkludert SU II som har vært midlertidig ute av drift siden 2009.

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 18 av 58 Tabellen under viser en oversikt over hvordan forbruket, produksjonen og importen til området hav vært i perioden 2002 til 2010. Som vi ser, varierer produksjonen med over 5 TWh mellom det året med høyest (2005) og lavest (2003) kraftproduksjon. Hydro Sunndalsøra har hatt redusert produksjon siden 2009, slik at et normalt forbruk vil være høyere enn det som vises i årene 2009 og 2010. Tabell 2: Oversikt over faktisk forbruk, produksjon og import av kraft til/ i Midt-Norge 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Forbruk 17,2 16,8 19,3 20,5 19,7 20,5 20,8 19,9 20,7 Produksjon 13 10,8 12,8 16,0 12,2 15,3 14,6 14,5 12,5 Import 4,3 6,1 6,5 4,5 7,5 5,3 6,3 5,3 8,1 Kilde: Statnett (2011) Tallene i tabellen gjelder for spesifikke år. I et tørrår kan produksjonen ifølge Statnett ligge 3-4 TWh under normalproduksjonen på 14,5 TWh. Det er usikkert om importkapasiteten er tilstrekkelig til å dekke kraftunderskuddet ved et tørrår i regionen med dagens ledningskapasitet. På bakgrunn av dette har Statnett søkt om tillatelse til å kunne starte opp reservekraftverk i anstrengte kraftsituasjoner, også når disse ikke oppfyller SAKS-kriteriene. 2.5.2 Midt-Norge som eget prisområde På grunn av flaskehalser i nettet er det etablert ulike prisområder i Norge. Hvor mange områder som er definert, den geografiske inndelingen av disse og benevnelsen på de ulike prisområdene har variert over tid. For Sør-Norge har det i perioden 2009-2010 vært ett eller flere prisområder. I 2009 har hele Sør-Norge vært et prisområde, mens det i 2010 har vært delt opp i to prisområder: Østlandet som et og Sør- og Vestlandet som et felles prisområde. Prisområdene som har vært gjeldende fra mars 2010 er vist i Figur 2.

kstrempriser vinteren 2009/2010 n 2009/2010 opplevde deler av Norge, Sverige, Finland og østlige rk ekstremt høye spotpriser i et antall timer. I Norge gjaldt dette risområdene NO3 og NO4. En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 19 av 58 Figur 2: Oversikt over inndeling av prisområder i Norge (gjeldende fra mars 2010) Kilde: Statnett Statnetts prisområdeinndeling gjeldende fra 15. mars 2010 I perioder er kraftprisen den samme i hele landet, men i situasjoner der det oppstår flaskehalser i nettet som skaper begrensinger i markedet, vil kraftprisene kunne variere mellom prisområdene. Midt-Norge er et underskuddsområde og begrensinger i importkapasiteten til regionen vil ofte føre til at områdeprisen her er høyere enn i andre deler av landet. Forskjeller i områdeprisene har blitt tydeligere de siste årene som vist i Figur 3. 1. desember 2009 og 31. mars 2010 var det for NO3 og NO4 i alt ger hvor Figur spotprisen 3: Kraftprisen i enkelttimer i ulike prisområder var høyere i perioden enn 1996300-2010. EUR/MWh Kr/ kr/kwh). De høyeste prisene ble notert 17. desember 2009 og 22. 2010 med 1400 EUR/MWh (11,8 kr/kwh med valutakurs 8,40 per ember) samt 8. januar 2010 med 1000 EUR/MWh (8,17 kr/kwh). isene for de aktuelle dagene er vist i figuren nedenfor. Kilde: NordPool Spot

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 20 av 58 Figur 4: Områdepriser 2008 Figur 5: Områdepriser i 2009 Figur 6: Områdepriser 2010 Kilde: NordPool Spot

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 21 av 58 I 2008 var områdeprisen i Sør-Norge betydelig lavere enn i Midt-Norge i en lang periode på våren og sommeren. Dette skyldes spesielle forhold. Oslofjordkabelen var ute av drift samtidig som det var flomtilstander, noe som skapte eksepsjonelt lave priser i Sør-Norge. Utover høsten ble prisnivåene normalisert i Sør-Norge på omtrent samme nivå som i Midt-Norge. Midt-Norge opplevde imidlertid noen dager med svært høye priser. En tilsvarende situasjon holdt seg gjennom det meste av 2009. Mot slutten av året kom en streng kuldeperiode som resulterte i stigende priser i Sør-Norge og et betydelig høyere prisnivå i Nord- og Midt-Norge enn i Sør- Norge. I tillegg var kraftprisene svært ustabile, særlig i Midt- og Nord-Norge. Denne situasjonen holdt seg igjennom hele vinteren i 2010. I denne perioden så man priser i enkelttimer på helt opp mot 11 kr/ kwh (1400 euro/mwh). Prisene i Midt-Norge høsten 2010 lå betydelig over prisene på Østlandet, og mot slutten av året gjentok mønsteret fra starten av året seg, med stigende priser i hele landet, og svært volatile kraftpriser i Midt-Norge. Dette skjedde på grunn av en ny kuldeperiode tidlig på vinteren 2010/ 2011. Kjernekraft i Sverige har også vært ute av drift i lengre perioder, noe som har påvirket prisene. Tabellen under viser gjennomsnittlige prisforskjeller mellom Midt-Norge og prisområder lenger sør. Her ser vi på prisforskjeller i årene 2009 2010 basert på gjennomsnittlige priser i Elspot (Nord Pool) pr. måned i perioden for referansepunktene Oslo og Trondheim. I tillegg er det estimert en ekstra kostnad for kraftforbrukerne i Midt-Norge. Dette estimatet er basert på det antatte forbruket pr. måned i Midt-Norge, der vi har lagt til grunn at profilen pr. måned er den samme som i Norge totalt (som bygger på data fra Statistisk sentralbyrås elektrisitetsstatistikk for 2009 og 2010). Vi har ikke tatt hensyn til eventuelle kraftkontrakter i dette estimatet. Tabell 3: Prisforskjeller og forskjeller i kraftkostnader mellom Midt-Norge og Østlandet Prisforskjell Midt-Norge Sør-Norge* Øre / kwh Forbruk i Midt-Norge TWh Estimert ekstra kostnad for kraftforbrukere i Midt-Norge Millioner kroner 2009 1,7 19,9 337 2010 4,0 20,7 832 Sum 1 169 Kilde: NordPool Spot, Statistisk sentralbyrå og. *Volumveid prisforskjell (justert for ulikt forbruk over året) Trondheim-Oslo. Avvik pga. avrunding kan forekomme.

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 22 av 58 3 UTFORDRINGER FOR KRAFTSYSTEMET PÅ LANG SIKT Tema for dette kapitlet er de langsiktige utfordringene for kraftsystemet i Midt-Norge og Sogn og Fjordane i et 10-20-årsperspektiv. Vi ser på følgende områder: Utviklingen i kraftforbruket i Midt-Norge, både industri, petroleumsvirksomhet og alminnelig forsyning Planlagte og mulige investeringer i kraftproduksjon i Midt-Norge og i Sogn og Fjordane Behov knyttet til den langsiktige nettutviklingen (modernisering og oppgradering, nyinvesteringer i sentral- og regionalnettet) 3.1 Forbruksutviklingen 3.1.1 Alminnelig forsyning Befolkningen i Midt-Norge og Sogn og Fjordane er ventet å vokse de neste tiårene, i likhet med resten av Norge. Det er imidlertid betydelige lokale forskjeller. Det er særlig i og rundt byene i Møre og Romsdal og Sør-Trøndelag at veksten vil komme. Figur 7: Prognose for befolkningsutvikling i Sogn og Fjordane og Midt-Norge Kilde: SSB SSB forventer en befolkningsvekst på landsbasis på 14 prosent innen 2030. Veksten antas å bli 2 prosentpoeng høyere enn dette i Sør-Trøndelag, mens folketallet i Møre og Romsdal og i Nord- Trøndelag forventes å øke med rundt 8 prosent fram til 2030. Veksten i Sogn og Fjordane antas å bli svak, både i antall og prosent med ca. 2 prosent befolkningsvekst i samme periode.

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 23 av 58 Befolkningsveksten bringer også med seg økt økonomisk aktivitet i både offentlig og privat sektor. Elektrisitetsforbruket i alminnelig forsyning vil øke som følge av befolkningsveksten, med mindre forbruket per capita reduseres vesentlig. Fram til 2020 er forbruket i alminnelig forsyning i Midt- Norge forventet å øke med 0,7 TWh (Statnett, 2011). Økningen innen alminnelig forsyning i Sogn og Fjordane er svært begrenset. 3.1.2 Kraftintensiv industri og petroleumsnæringen i Midt-Norge Det er som nevnt en rekke aktører innen kraftintensiv industri i spesielt Midt-Norge. Flere av aktørene har muligheter eller ønsker om å øke sin aktivitet i regionen, noe som vil kreve økt elektrisitetsforbruk. Dette er vist i figuren under. Tabell 4: Prognose for kraftforbruket i kraftkrevende industri og petroleum i Midt-Norge Kilde: Statnett Det samlede kraftforbruket i kraftintensiv industri Midt-Norge utgjør ca. 8 TWh, og ca. 10 TWh ved full drift på Hydro Sunndalsøra. I perioden fram til 2020 har Statnett identifisert et behov for økt kraft til kraftintensiv industri og petroleumsvirksomhet i regionen fra dagens nivå til nesten 13 TWh. Hydro Sunndalsøra er den største kraftforbrukeren i regionen. Den eldste av tre ovner (SU III) i aluminiumsverket har vært midlertidig ute av drift siden 2009 på grunn av en utfordrende markedssituasjon for aluminium, og de ansatte har siden vært på rullerende permitteringer. Vi antar at denne ledningen vil settes i drift så snart det er grunnlag for lønnsom drift. Aluminiumsprisen og den globale lagersituasjonen for aluminium antas å være to av de viktigste faktorene i dette bildet. Kraftforbruket til SU III er ca. 1,4 TWh. Statnett har fått melding om økt kraftbehov fra enkelte av virksomhetene på grunn av planer om utvidelser av produksjonskapasiteten eller å øke kraftforbruket opp til nivået de hadde før finanskrisen. Hvilke bedrifter dette gjelder, er ikke opplyst. Vi er kjent med to selskaper som vurderer ny kraftintensiv virksomhet i Midt-Norge. Høganäs og LKAB vurderer å bygge et jernverk på Tjeldbergodden med prosjektnavnet Ironman. Tilgang til naturgass og utskipingshavn er viktig for valg av lokalisering for et slikt anlegg. Prosjekteiere oppgir også at en løsning på CO 2 -kvotekostnader for industri i Norge må avklares før en

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 24 av 58 investeringsbeslutning treffes. Forventet energibehov for jernverket er i underkant av 0,5 TWh, og tidligste oppstartår er 2015. FESIL Sunergy utreder muligheten for å bygge en fullskala fabrikk for produksjon av silisium til solcelleindustrien. Produksjonsprosessen, SOLSILC, kjennetegnes ved lavere energiforbruk og lavere utslipp av klimagasser enn dagens prosesser. Det er bygget et pilotanlegg i Trondheim som er støttet av Enova. En eventuell fullskala fabrikk er tenkt plassert på Orkanger i Sør- Trøndelag. Tilgang til kraft og en konkurransedyktig kraftpris (inkludert nettleie) er en vesentlig forutsetning for at anlegget kan realiseres på Orkanger. Forventet kraftbehov er 0,3 TWh (avhengig av utbyggingsomfang) og tidligste oppstart er i 2013. En rekke store internasjonale interessenter er i drøftinger med FESIL for å delta i en slik etablering Petroleumsvirksomheten i Midt-Norge omfatter i dag mottaksanleggene for gass på Tjeldbergodden og Nyhamna. På Tjeldbergodden transporteres gass inn fra Heidrunfeltet. Gassen anvendes hovedsakelig som innsatsfaktor i en metanolfabrikk som eies av Statoil. På Nyhamna behandles gassen fra Ormen Lange-feltet for videre transport gjennom gassrøret Langeled til Storbritannia. Stortinget vedtok i 1996 at kraftforsyning fra land skal utredes for alle utbyggingsplaner for olje- og gassfelt. Dette gjelder både utbygging av nye felt og større modifikasjoner på eksisterende installasjoner. Både eksisterende og framtidig olje- og gassproduksjon fra feltene i Norskehavet vil kreve et økt kraftforbruk. Det økte kraftforbruket er i første rekke knyttet til behovet for økt kompresjon på Ormen Lange-feltet, og bygging av en ny gassledning til Nyhamna i Aukra kommune, NSGI (Norwegian Sea Gas Infrastructure). En slik rørledning vil både føre til at gassproduksjonen fra påviste felt fremskyndes og at ny utforskningsvirksomhet i området stimuleres. Utbygging av feltene Luva og Linnorm er en forutsetning for at gassledningen blir bygd, men den kan også transportere gass fra andre felter. Gassco omtaler NSGI-prosjektet som det viktigste infrastrukturprosjektet som bearbeides på norsk sokkel for tiden. Det økte effektforbruket på Nyhamna i forbindelse med økt kompresjon på Ormen Lange-feltet, anslås til om lag 50-60 MW. Det ligger innenfor det planlagte behovet på 220 MW som operatøren Shell har fått tilsagn på. Det økte effektbehovet på Nyhamna er anslått til 60-80 MW, eller et økt energibehov på 0,5-0,6 TWh. På Tjeldbergodden forventes energiforbruket framover å bli uendret. 3.2 Potensialet for ny kraftproduksjon i Sogn og Fjordane og Midt-Norge Figur 8 viser potensialet for ny småkraft i landets fylker kategorisert etter estimerte utbyggingskostnader. Dette er en overordnet kartlegging, og det er ikke gjort mer detaljerte analyser og potensialet i hvert enkelt fylke. Den gir likevel en tydelig indikasjon på at det største potensialet for småkraft finnes i Sogn og Fjordane. Møre og Romsdal har også et betydelig potensial i nasjonal sammenheng som nummer fire på listen. Kostnadsnivåene som er vist i figuren er fra 2005. Kostnadene har økt siden 2005, og prisnivåene som er gitt her, stemmer ikke lenger. Figuren viser likevel de relative forskjellene i utbyggingskostnader mellom ulike fylker. Som figuren viser, har Sogn og Fjordane størst andel av de rimeligste vannkraftressursene i landet. Noe av potensialet er imidlertid bygget ut siden 2005.

Midlere årsproduksjon [GWh] En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 25 av 58 Figur 8: Potensialet for vannkraft under 10 MW 7000,0 Potensial for småkraftverk under 10 MW 6000,0 866 1000-9999 kw mellom 3-5 kr 5000,0 50-999 kw mellom 3-5 kr 1340 4000,0 725 2834 1000-9999 kw under 3 kr 3000,0 641 1869 2000,0 1000,0 0,0 ØSTFOLD 354 297 794 284 381 260 102 166 191 238 129 164 277 172 269 126 224 403 58 8 42 141 6 10 193 281 295 74 268 210 318 300 AKERSHUS OSLO HEDMARK OPPLAND BUSKERUD VESTFOLD TELEMARK AUST-AGDER VEST-AGDER ROGALAND 2267 644 1298 1164 868 904 644 450 895 1287 268 400 1125 576 323 148 78 755 510 198 245 171 217 190 362 293 HORDALAND SOGN- OG FJORDANE MØRE OG ROMSDAL SØR-TRØNDELAG NORD-TRØNDELAG NORDLAND TROMS FINNMARK 50-999 kw under 3 kr Samlet Plan 1000-9999 kw Kilde: NVE (2004) Hele området Sogn og Fjordane og Midt-Norge har også et betydelig potensial for vindkraft som Figur. vist i 6.2 Figur Fylkesfordelt 9. Dette potensial er teknisk for små realiserbar kraftverk vindkraft som kan bygges ut dersom alle nettutbyggingsprosjekter som er oppgitt i Statnetts nettutviklingsplan fra 2008 blir realisert. Begrensninger som følge av naturverninteresser eller øvrige samfunnsinteresser er ikke tatt hensyn til i denne oversikten (NVE, 2008). 6.1 Teknisk/økonomisk potensial Det samlede potensial basert på forutsetningene for analysemetoden med et kostnadsnivå under 3 kr/kwh er 18 TWh. Øvrige prosjekter som allerede var kartlagt utgjør om lag 7 TWh, slik at samlet potensial for små kraftverk under 10 MW med investeringsgrense på 3 kr/kwh utgjør om lag 25 TWh. Dersom kostnadsnivået økes til 5 kr/kwh øker potensialet med ytterligere 7 TWh. Potensialet variere mellom fylkene stort. Det er mest potensial på vestlandet og minst på Østlandet. Kart og stolpediagrammet i figur 7 og 8 viser fordelingen i landet. De enkelte prosjekter som er godkjent gjennom kontrollen, blir presentert i web som en egen karttjeneste sammen med Samlet Plan prosjekter og allerede utbygd vannkraft over 1 MW. Rapporten, fylkeskart og kommuneoversikt pr. fylke er også tilgjengelig på web. I vedlegg B innholder fylkeskart med stolpediagram for alle kommuner pr. fylke. Vedlegg C inneholder beskrivelser av resultatet som kraftverk, inntak og vannveier. 25

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 26 av 58 Figur 9: Oversikt over teknisk realiserbart vindkraftpotensial på land Kilde: NVE (2008) I tillegg til prosjektene som er meldt eller konsesjonssøkt, er det kjente planer om 1,7 TWh vannkraft og 0,6 GWh vindkraft i Sogn og Fjordane. Ifølge NVEs ressurskartlegging (NVE, 2004) finnes det et ytterligere potensial for småkraft på Sunnmøre sør for Ørskog på ca. 1,5 TWh. Det finnes også et betydelig potensial for vindkraft på Sunnmøre sør for Ørskog, og noe av dette kan bygges før Ørskog-Fardal (Sogndal) er på plass. Blant annet er det gitt konsesjon til 0,1 TWh

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 27 av 58 vindkraft (Haram) i dette området som kan bygges uten en ny forbindelse sørover fra Ørskog, men det vil imidlertid være behov for noe økt transformatorkapasitet i Ørskog (Istad Nett, 2011). Tabell 5: Ny kraftproduksjon som ikke kan bygges før Ørskog-Fardal er på plass (prosjekter som er meldt eller til konsesjonsbehandling) Vannkraft Vindkraft Sum TWh MW TWh MW TWh MW Sogn og Fjordane nordvest for Lærdal - Aurland Møre og Romsdal Sør for Ørskog 2,1 650 2,3 830 4,4 1480 0,5 130 0,0 0 0,5 130 Sum 2,6 780 2,3 950 4,9 1610 Kilde: SFE Nett, Istad Nett Innenfor Midt-Norge snittet er det også betydelige planer om å bygge ny fornybar produksjon, jf. Tabell 6. Dette er produksjon som vil bidra til å bedre kraftbalansen i regionen. Nesten all produksjon som er vist her, vil imidlertid være uregulerbar. Vannkraftprosjektene er i hovedsak småkraft uten vannmagasiner og med marginal kraftproduksjon på vinteren. Vindkraften kommer når det blåser, noe som normalt sett vil gi høyere produksjon om vinteren enn om sommeren. Tabell 6: Muligheter for ny vann- og vindkraftproduksjon innenfor Midt-Norge snittet (meldt eller til konsesjonsbehandling) Vannkraft Vindkraft Sum TWh MW TWh MW TWh MW Nord-Trøndelag Sør for Tunnsjødal 0,5 9 153 2,1 765 2,6 918 Sør-Trøndelag 0,4 124 4,8 1900 5,2 2024 Møre og Romsdal nord for Ørskog 0,4 128 1,1 405 1,5 533 Sum 1,4 405 8,0 3070 9,3 3500 Kilde: NTE Nett, Istad Nett og TrønderEnergi Nett Flere av vindkraftprosjektene er avhengig av betydelige nettforsterkninger for å kunne realiseres. For å kunne bygge ut hele vindkraftpotensialet i Midt-Norge, må i hovedsak to sentralnettsledninger bygges. Den ene er Ørskog Fardal (Sogndal) og den andre er Namsos Roan Storheia Snillfjord Orkdal/Trollheim i Midt-Norge. Denne er vist i figuren under. Ved betydelig utbygging av vindkraft i Midt-Norge og lenger nordover, vil det bli behov for forsterkninger av nettet sørover mot Østlandet. 9 Gitt en brukstid på 3500 timer for småkraftanlegg

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 28 av 58 Figur 10: Planlagt nettforsterkning mellom Namsos og Trollheim/Orkdal Kilde: Statnett I Nord-Trøndelag kan 0,8 TWh vindkraft realiseres uten ny sentralnettsforbindelse 10 mellom Namsos og Roan, men de resterende 1,3 TWh er avhengig av denne ledningen. I Sør-Trøndelag kan i underkant av 10 prosent av prosjektene bygges ut uten omfattende nettinvesteringer. Dette utgjør ca 0,4 TWh. Vindkraftprosjektene i Møre og Romsdal kan realiseres uten nye kraftledninger. Noen tiltak i nettet vil likevel være nødvendig, for eksempel etablering av en 132/420 kv transformering i Trollheimen. Samlet sett vil imidlertid utbygging av store mengder vindkraft i Midt-Norge være avhengig av gode nettforbindelser både sørover og nordover for å kunne realiseres. Dersom det blåser kraftig i hele området, vi vindkraftproduksjonen kunne overgå forbruket i regionen, særlig i sommerhalvåret, og vil derfor være avhengig av å kunne transportere kraft ut av Midt-Norge. I tillegg til potensialet for fornybar kraft som er beskrevet over, er det interessenter som vurderer å bygge gasskraftverk i Midt-Norge. Det er snakk om gasskraftverk av CCGT-typen på Skogn i Nord-Trøndelag (i regi av Industrikraft Midt-Norge) eller i Elnesvågen i Fræna kommune i Møre og Romsdal (i regi av Industrikraft Møre). 11 Ny gasskraft vil i prinsippet bidra med grunnlastproduksjon, men den faktiske kjøringen av verkene vil avhenge av forholdet mellom kraftpriser og gasspriser. Nettmessig vil et nytt gasskraftverk på Fræna være det mest gunstige, ettersom det vil bli lokalisert i området med det største underskuddet av kraft i dag og med det største vekstpotensialet framover (spesielt knyttet til petroleumsvirksomhet). Et gasskraftverk på Fræna 10 Det vil imidlertid være behov for betydelige investeringer av regionalnettet i området for å realisere potensialet på 0,8 TWh som ikke avhenger av ny ledning mellom Ørskog -Fardal 11 Tjeldbergodden er en annen potensiell lokalisering for gasskraftverk i Midt-Norge. Tjeldbergodden har etablert infrastruktur for gass og har allerede et gassdrevet reservekraftverk installert, og Statoil har tidligere søkt konsesjon for et gasskraftverk av CCGT-typen der. Det foreligger for tiden ikke konkrete planer for gasskraft på Tjeldbergodden etter hva vi kjenner til, og vi drøfter derfor ikke en slik lokalisering nærmere. Mange av vurderingene vi gjør for gasskraft andre steder i Midt-Norge, vil imidlertid være relevante også for et eventuelt verk på Tjeldbergodden.

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 29 av 58 vil også være en relativt billig løsning når vi ser bort fra kostnader til CO 2 -fangst og -lagring, ettersom det vil ligge i nærheten av etablert infrastruktur for gass (Ormen Lange-terminalen på Nyhamna). Bygging av gasskraft på Skogn er betinget av et gassrør fra Tjeldbergodden og videre inn Trondheimsfjorden til Skogn. En samlet investering i gasskraftverk og rørledning vil ifølge Industrikraft Midt-Norge være ca 8,4 milliarder kroner, hvorav ca 1,4 milliarder kroner vil være i rørledningen 12. Skogn krever også nettinvesteringer i form av en ny 420 kv-ledning mellom Verdal og Fiborgtangen transformatorstasjon. I tillegg kan det bli behov for nettforsterkninger fra Verdal og videre sørover til Møre. Kapasiteten på nye gasskraftverk kan variere. Industrikraft Møres prosjekt på Fræna ble konsesjonssøkt for inntil 450 MW installert effekt, mens Industrikraft Midt- Norge har konsesjon på bygging av inntil 800 MW (i praksis kan det bli aktuelt å bygge noe mer ettersom kraftverk av denne typen for tiden bygges i enheter på 413-429 MW). Kraftproduksjonen vil som nevnt være avhengig av brukstiden, men maksimalproduksjon av strøm ved et gasskraft på Skogn vil være mellom 6 og 7 TWh. 3.3 Kraftnettet Sentralnettsledninger har som hovedregel en levetid på rundt 70 år. Det vil si at ledninger som er bygd på 60-tallet trolig må skiftes ut innen 30 år fra nå. 3.3.1 Sogn og Fjordane Dagens 132 kv sentralnettledning mellom Ørskog og Fardal ble bygd på 60-tallet, og har stort sett vært uendret fram til 2004, da det ble satt i drift en 132 kv forbindelse mellom Fardal i Sogn, via Mel kraftstasjon, Skei i Jølster og til Moskog transformatorstasjon i Førde (en indre ring ). Fra Indre Sogn og de store vannkraftanleggene i Aurland utgjør hovedforbindelsen en 420 kv ledning østover. 3.3.2 Midt-Norge De fleste hovedforbindelsene inn til Midt-Norge er bygd på 60 og 70-tallet. Tre av 300 kv ledningene inn til regionen er bygget i 1972-72. Dette gjelder Namsos-Klæbu, Klæbu-Aura og Aura-Vågamo. Den andre 300 kv ledningen nordover, Tunnsjødal-Verdal, er bygget i 1963. Hovedledningene sørvestover er bygget på 60-tallet. Ingen av disse ledningene har behov for utskiftninger de neste 10 årene utifra en antatt levetid på 70 år. To ledninger er spenningsoppgradert etter år 2000. Dette gjelder strekningen Viklandet-Ørskog (2004) og hovedledningen til Sverige, Nea-Järpströmmen (2009). For å kunne bygge ut vindkraft i Midt-Norge er man som tidligere nevnt avhengig av å bygge ut en ny 420 kv ledning mellom Namsos og Orkdal/ Trollheimen. Delstrekningen Namsos-Roan- Storheia, som er en forutsetning for å ta inn vindkraft på Fosen, kan bygges og settes i drift før Ørskog Fardal (Sogndal) er på plass. Denne åpner for inntil ca. 800 MW vindkraft inn til Namsos. Det samme gjelder spenningsoppgraderingen Namsos-Klæbu. Dersom ledningen fra Namsos skal bygges videre fra Storheia over Trondheimsfjorden til Orkdal eller Trollheim (som er konsesjonssøkt) og det samtidig skal kunne tas inn mer produksjon på Fosen og sør for Trondheimsfjorden, må 300 kv-ledningen Klæbu-Aura være spenningsoppgradert til 420 kv fra Orkdal eller Trollheim og sørover. Det har tidligere vært opplyst, blant annet i Statnetts nettutviklingsplan fra 2010, at strekningen mellom Storheia og Orkdal/Trollheimen ikke kan bygges før Ørskog Fardal (Sogndal) er på plass. Begrunnelsen for dette har vært at eksisterende ledning måtte tas ut av drift under bygging 12 Et gassrør inn til Skogn kan ha andre nyttevirkninger enn bare å forsyne et gasskraftverk, for eksempel som råstoff i ny eller eksisterende industri eller til oppvarmingsformål i industri eller alminnelig forsyning. Hvorvidt nettovirkningen for samfunnet av slike anvendelser er positiv, er et spørsmål vi ikke drøfter her.

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 30 av 58 av ny ledning fordi den skulle gå i samme trasé. Nå er det sannsynlig at man bygger ny ledning i ny trasé og river den gamle ledningen. Dermed kan man bygge ny ledning på strekningen mellom Storheia og Orkdal/ Trollheimen med begrenset behov for å ta dagens ledning ut av drift, og det meste av nettkapasiteten kan opprettholdes i byggeperioden. Ved betydelig utbygging av vindkraft i Midt-Norge og Nord-Norge, vil det bli behov for forsterkninger av sentralnettet sørover. I tillegg til ny linje mellom Ørskog og Fardal, vil det som et minimum være behov for en spenningsoppgradering av ledningen sørover fra Aura. I tillegg kan det bli aktuelt å bygge en ny 420 kv ledning mot Østlandet, avhengig av hvor mye vindkraft som faktisk settes i drift. 3.3.3 Planlagt ny 420 kv ledning mellom Ørskog og Fardal (Sogndal) For å sikre forsyningssikkerheten i Midt-Norge og for å legge til rette for fortsatt vekst i kraftforbruket i industrien i regionen, har Statnett søkt om konsesjon for å bygge en 420 kvforbindelse mellom Ørskog og Fardal. Konsesjon for denne ledningen ble gitt i juni 2009. Denne beslutningen ble klaget inn for OED, og endelig vedtak forventes tatt våren 2011. Figur 11: Trasékart for planlagt kraftledning mellom Ørskog og Fardal (Sogndal)

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 31 av 58 Kilde: NVE I tillegg til hovedtraseen som er vist i figuren over, er det søkt konsesjon om et alternativ for traseen mellom Ørskog og Ørsta. I tillegg er det etter oppfordring fra OED besluttet å sende konsesjonssøknad om et ytterligere alternativ på denne strekningen. Disse tre alternativene er kort beskrevet under: Alternativ 1: En 420 kv forbindelse mellom Ørskog og en ny transformatorstasjon i Fardal (Sogndal), bygd som luftledning. Denne løsningen er gitt konsesjon av NVE i 2009, men er til klagebehandling i OED pr. april 2011. Denne løsningen samsvarer med den konsesjonsgitte ledningen som vist i figuren over Alternativ 2: I hovedsak samme trasé som alternativ 1. Men i tillegg skal eksisterende 132 kv ledning saneres og det bygges en ny transformatorstasjon i Sykkylven for å kunne koble på dagens 132 kv ledning til Stranda. I dette alternativet legges ny 420 kv ledning som luftledning i traséen for dagens 132 kv ledning langs Hjørundfjorden og ligger dermed på andre siden av fjorden sammenlignet med alternativ 1. Denne løsningen er konsesjonssøkt av Statnett i oktober 2010. Alternativ 3: Strekningen fra Ørsta og inn Hjørundfjorden til Store Standal legges i sjøkabel. Eksisterende 132 kv ledning fra Store Standal til Ørsta beholdes. Løsningen er konsesjonssøkt av Statnett i april 2011. Resten av ledningen mellom Ørskog og Fardal (Sogndal) er i hovedsak luftledning, og er den samme for alle alternativene på strekningen mellom Ørskog og Ørsta. Figur 12: Alternativ 2: Transformatorstasjon i Sykkylven og sanering av dagens 132 kv ledning Kilde: Statnett

En landsdel på vent - Nett og verdiskaping i Midt-Norge og Sogn og Fjordane 32 av 58 Figur 13: Alternativ 3: Sjøkabel mellom Ørskog og Store Standal Kilde: Statnett Alternativ 1 og 2 antas å kunne stå klare innen utgangen av 2015. Alternativ 3 med sjøkabel er noe mer usikkert, men en forsinkelse på 1 til 3 år er ikke usannsynlig. Det skyldes både at det vil ta tid å gjennomføre konsesjonsbehandlingen i henhold til gjeldende lover og forskrifter, at innkjøpsprosessen forlenges og at selve byggingen vil ta lenger tid. Til tross for at Statnett kan starte bygging av deltraseer i påvente av endelig konsesjon på hele strekingen, vil utsettelse av delkonsesjoner i nord få følger for når hele traseen kan stå ferdig. Deler av traseen frå Høyanger til Sogndal må realiseres til slutt i prosjektet (etter ferdigstilling i nord), pga den utfordrende nettsituasjon som oppstår når en må rive dagens linje i sør. Det betyr at det kan oppstå forsinkelse i forhold til alternativ 1 og 2 selv om deler av strekningen mellom Ørskog og Fardal (Sogndal) har fått konsesjon. 3.4 Oppsummering Tabellene under viser en oppsummering av antatt kraftsituasjon i 2015 og 2020 for både Midt- Norge og Sogn og Fjordane. I disse tabellene er det antatt at Ørskog-Fardal (Sogndal) er i drift fra 2015 og at hele det konsesjonssøkte potensialet for vannkraft i begge regioner realiseres. Når det gjelder vindkraft, er det antatt at halvparten av potensialet realiseres innen 2020, og at halvparten av prosjektene som ikke er avhengig av nye sentralnettsledninger realiseres innen 2015. Videre er det antatt at gasskraft ikke realiseres i regionen innen 2020. Videre antas det at forbruksveksten kommer i henhold til kjente planer innen 2020, men at industrielle planer tilsvarende 1 TWh i Sogn og Fjordane ikke kommer før etter 2015. Det er ikke lagt inn noe vekst i industriens forbruk i Midt-Norge utover det som er kjente planer i dag. Som Tabell 7 viser, vil dette gi et tilsvarende underskudd i Midt-Norge som man har i dag. Forskjellen er at man kan importere betydelig mengder kraft fra Sogn og Fjordane etter at en 420 kv ledning mellom Ørskog og Fardal (Sogndal) er på plass. Sogn og Fjordane får et økt kraftoverskudd, og kan eksportere denne kraften nordover (det er selvsagt også mulig med økt forbruk i fylket).