Regional Kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 1. juni 2010 Hovedrapport Offentlig tilgjengelig
Innholdsfortegnelse 1 Innledning... 3 1.1 Historie...3 1.2 Forskrift om energiutredninger...3 1.3 Kraftsystemutredningen i BKK-området og Indre Hardanger...4 2 Beskrivelse av utredningsprosessen... 5 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen...5 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder...8 2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer...9 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet...10 3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet... 10 3.2 Forutsetninger for økonomiske vurderinger... 12 3.4 Vilkår for tilknytning av lokal produksjon i utredningsområdet... 13 3.5 Særegne forhold innen utredningsområdet... 15 4 Dagens kraftsystem...16 4.1 Dagens kraftnett og statistikk for overføring...16 4.2 Statistikk for elektrisitetsproduksjon...20 4.3 Statistikk for elektrisitetsforbruk...20 4.4 Utveksling på viktige snitt...23 4.5 Manglende ledig nettkapasitet til ny produksjon...23 4.6 Andre energibærere og påvirkningen på kraftsystemet...25 5 Fremtidige overføringsforhold... 27 5.1 Drivere for scenarioutviklingen...27 5.2 Utarbeiding av scenarioer...30 5.3 Prognoser for perioden 2010-2025...32 5.4 Lastflytanalyser... 40 5.5 Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen...42 6 Forventede tiltak og investeringsbehov... 42 6.1 Tiltaksliste... 44 6.2 Nye 300-420 kv ledningsanlegg... 48 6.3 Nye 132 kv ledningsanlegg... 49 6.4 Nye 45-66 kv ledningsanlegg...52 6.5 Øvrige tiltak...53 6.6 Sanering av bestående anlegg...53 7 Litteraturreferanser... 54 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 1
2 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
1 Innledning 1.1 Historie NVE etablerte i 1988 ordningen med Kraftsystemplanlegging i fylkene. Ordningen var basert på samarbeid mellom regionalverkene og NVE. Formålet var å desentralisere planleggingsansvaret og å effektivisere NVEs konsesjonsbehandling. 1.2 Forskrift om energiutredninger I 2001 ble Energiloven endret slik at energiplanlegging nå er innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal utføres av alle konsesjonærene. I den forbindelse er det utarbeidet en ny forskrift til Energiloven; Forskrift om energiutredninger [1]. Begrepet kraftsystemplan er nå erstattet av begrepet kraftsystemutredning. Ved å bruke begrepet utredning, unngår man misforståelser om at resultatet er formelt bindende og vedtatt. Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsmessig rasjonell utbygging av regional- og sentralnettet hensyntatt aktuelle energibærere for stasjonær energibruk. Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVEs arbeid ved behandlingen av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg. Arbeidet skal gi grunnlag for å løse eventuelle konflikter om utviklingen av nettet på et tidlig tidspunkt, og gi brukerne av nettet muligheter til å påvirke utformingen av de overføringsanleggene de er avhengige av. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 3
BKK Nett er av NVE utpekt som utredningsansvarlig for BKK-området og Indre Hardanger-området og oppdaterer årlig kraftsystemutredningen for området. Utredningen tar utgangspunkt i NVEs Veileder for kraftsystemutredninger [2]. 1.3 Kraftsystemutredningen i BKK-området og Indre Hardanger Utredningen består av en grunnlagsrapport med vedlegg, og en offentlig sammendragsdel med de viktigste konklusjoner. Grunnlagsrapporten er unntatt offentlighet jfr. Offentlighetsloven 21, og skal behandles i samsvar med Forskrift om beredskap i kraftforsyningen, 6-2 [3]. Vi minner om at denne kraftsystemutredningen er et overordnet systemdokument og ikke en bindende plan. Neste kraftsystemutredning blir utgitt 1 juni 2011. 4 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
2 Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Utredningsområdet Vårt utredningsområde BKK-området og indre Hardanger er fastsatt av NVE og omfatter (det fargelagte) forsyningsområdet vist i figur 2.1. Området omfatter det meste av Hordaland og en del av Sogn og Fjordane sør for Sognefjorden. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 5
Modalen Kraftlag BA BKK Nett AS Voss Energi AS Askøy Energi AS Bjølvefossen AS Kvam Kraftverk AS Jondal Energiverk AS Indre Hardanger Kraftlag AS Odda Energiverk AS Figur 2.1: Utredningsområdet (farget felt) og de ulike områdekonsesjonærene. Områdekonsesjonær Distribusjonsområde Eiere Askøy Energi AS Askøy kommune Fredrikstad energiverk BKK Nett AS Austrheim, Bergen, Fedje, Fjell, Gulen, Statkraft og 17 kommuner Høyanger, Lindås, Masfjorden, Meland, mellom Sognefjorden og Os, Osterøy, Radøy, Samnanger, Sund, Hardangerfjorden Vaksdal og Øygarden kommuner Bjølvefossen ASA Ålvik i Kvam Elkem Indre Hardanger Kraftlag Granvin, Ulvik, Ullensvang og Eidfjord Ulvik, Ullensvang og kommuner Eidfjord kommuner Jondal Energiverk Jondal kommune Jondal kommune Kvam Kraftverk Kvam herad unntatt Ålvik Kvam herad Modalen Kraftlag Modalen kommune Modalen kommune Odda Energi AS Odda kommune Odda kommune Voss Energi AS Voss kommune Voss kommune Tabell 2.1: Områdekonsesjonærer, forsyningsområde og eierskap i BKK-området og Indre Hardanger. 6 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
Som figur 2.1 viser, er det i alt 9 områdekonsesjonærer i utredningsområdet. Tabell 2.1 viser en oversikt over områdekonsesjonærene, kommunene de dekker og hvem som eier selskapene. I tillegg til de nevnte 9 områdekonsesjonærene, har Statoil Kollsnes og Statoil Mongstad områdekonsesjon på eget område. BKK Nett AS eier det meste av regionalnettet i utredningsområdet. Tyssefaldene AS eier regionalnettet i Odda kommune. Voss Energi AS og Indre Hardanger Kraftlag har også noe regionalnett på 45/66 kv nivå innenfor utredningsområdet. Deltakere i utredningsarbeidet Utredningsansvarlig (BKK Nett) har ansvaret for å samordne planleggingen mellom de ulike anleggsog områdekonsesjonærene i planområdet (distribusjonsverk, industrikunder og produksjonsanlegg). Forskrift om energiutredninger [1] stiller en rekke krav til utredningsprosessen: Utredningsansvarlig skal invitere alle anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer innenfor sitt utredningsområde til kraftsystemmøte. Møtet skal holdes minst hvert annet år og ledes av utredningsansvarlig. Kraftsystemmøtet velger representanter til kraftsystemutvalget. Kraftsystemutvalget skal bistå utredningsansvarlig ved utarbeidelse av kraftsystemutredningen og behandle kraftsystemutredningen før offentliggjøring. På minst et årlig møte i kraftsystemutvalget skal det inviteres til et utvidet møte hvor utredningen skal presenteres. Dette erstatter behovet for å sende kraftsystemutredningen på høring. BKK Nett har behandlet årets kraftsystemutredning i henhold til overnevnte beskrivelse. Kraftsystemutvalget for BKK området og Indre Hardanger-området ledes av utredningsansvarlig og består i tillegg av følgende personer: Trond Sliper BKK Produksjon AS (ny 2010) Per Bjarne Mosdal Odda Energi AS Dagfinn Åsen Askøy Energi AS Rune Nesheim Voss Energi AS Bjørn Eriksen Boliden Odda AS Øyvind Bergvoll Statoil felles (ny 2010) Ole Kjell Solsvik Statoil Kollsnes (ny 2010) Kraftsystemutvalget er satt sammen slik at tre medlemmer representerer store industrikunder, tre medlemmer representerer andre netteiere og ett medlem representerer kraftproduksjon/fjernvarme. Innhold og utforming av denne utredningen er tilpasset innspill og anbefalinger fra kraftsystemutvalget. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 7
2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning med tilgrensende regionalnett BKK-området og Indre Hardanger grenser mot utredningsområdet til Sogn og Fjordane Energiverk i nord, EB Nett i øst, og Sunnhordland Kraftlag i sør. Det er ingen forbindelser på regionalnettsnivå mellom utredningsområdene 1. Men sentralnettet som binder områdene sammen er svakt og med begrenset kapasitet. Derfor er det viktig å se de nevnte utredningsområdene i sammenheng. BKK samarbeider med tilgrensende regionalnettseiere om mulige nettforsterkninger mellom regionene, der hvor det er aktuelt. For tiden pågår et samarbeid med SKL vedrørende en mulig nettforsterkning til BKK-området for å kunne mate ut planlagt ny produksjon i SKL-området. I forbindelse med storstilte planer for utbygging av vindkraft på begge sider av Sognefjorden, er BKK og SFE i gang med et felles arbeid for å vurdere hvordan nettet i dette området best bør bygges ut totalt sett. Samordning med sentralnettet Statnett er utredningsansvarlig for sentralnettet i utredningsområdet. Vi har likevel valgt å inkludere deler av sentralnettet i kraftsystemutredningen både fordi BKK Nett eier deler av sentralnettet, og fordi sentral- og regionalnettet i BKK-området er nært sammenknyttet. For å få til de beste løsningene innenfor BKK-området er det nødvendig å se sentral- og regionalnettet samlet. For tiden pågår et samarbeid mellom Tafjord Kraft Nett, SFE Nett, BKK Nett, SKL Nett og Statnett vedrørende framtidige sentralnettsforsterkninger i og ut av Vestlandet. Foreløpige resultater fra dette samarbeidet er omtalt i kapittel 5.5. Samordning med distribusjonsnettene Alle områdekonsesjonærer er pålagt å sende konkrete utbyggingsplaner til utredningsansvarlig som orientering. BKK Netts oppgave blir å sikre at de lokale planene tilpasses planene for regionalnettet og planene til de omkringliggende distribusjonsnettene. I henhold til Forskrift om Energiutredninger [1] er områdekonsesjonærene ansvarlig for å utarbeide lokale energiutredninger. Disse brukes i forbindelse med kraftsystemarbeidet der hvor det er relevant. I praksis er det i hovedsak energiprognosene som til dels har vært brukt. Planer for nye små kraftverksenheter i distribusjonsnettet er et særlig aktuelt tema for tiden. På grunn av det store antall produksjonsplaner kan det bli store summer som skal mates ut på regionalnettet. BKK Nett har løpende kontakt med distribusjonsnetteiere i utredningsområdet vedrørende innsamling av planer for ny produksjon. Disse planene danner grunnlaget for prognosearbeidet i kapittel 5. 1 Ser bort ifra 66 kv linje Eidefoss-Jukla. 8 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Hordaland fylkeskommune ga i 2004 ut en risiko- og sårbarhetsanalyse (ROS) for fylket. Denne omhandler også sannsynligheten for strømbrudd og konsekvensen av dette. BKK Nett og flere regionalnettskunder har vært med i dette arbeidet. Kommunale planer for forskjellige typer energibærere, og planer for bolig- og næringsutvikling er viktige opplysninger som danner et godt utgangspunkt for prognosearbeidet i kraftsystemutredningen. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 9
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet Energipolitiske føringer for energisystemet Energisektoren er preget av en rekke utfordringer og motstridende interesser knyttet til - Leveringssikkerhet (hvor god skal den være?) - Vektlegging av visuell synlighet av kraftledninger - Magnetfelt fra kraftledninger og kabler (hvordan forholde seg til vær varsom strategien?) - Oppfyllelse av nasjonale forpliktelser knyttet til EUs klimapakke, herunder reduksjon av CO2- utslipp, økt andel fornybar kraftproduksjon, og økt energisparing. Vår oppfatning er at de nasjonale målene ikke er klart definert for tiden. Vi forholder oss derfor til våre egendefinerte mål vi har brukt tidligere år, beskrevet i neste kapittel. 10 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
Våre mål i utredningsarbeidet Det overordnede målet for utviklingen av kraftsystemet er at det skal dekke fremtidige behov for overføring av kraft gjennom valg av samfunnsrasjonelle løsninger. I utredningsområdet er det videre et mål å fremme en kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanleggene. Mål for leveringskvalitet i området Forskrift om leveringskvalitet [4] stiller krav til alle konsesjonærer med hensyn til registrering og rapportering av leveringskvalitet. Forskriftskravene skal bidra til at en oppnår en samfunnsøkonomisk riktig leveringskvalitet i kraftsystemet, det vil si en riktig balanse mellom kundenes behov og nettselskapenes ressursbruk. Det er et mål i utredningsområdet å få kjennskap til spenningskvaliteten i alle leveringspunkt i regionalnettet og å sørge for at den holder seg innenfor gjeldende normer. Alle kunder i utredningsområdet skal kunne få oppgitt spenningskvaliteten i sine tilknytningspunkt. I tillegg har BKK Nett utarbeidet egne retningslinjer for tillatt harmonisk forvrengning i regionalnettet [17]. Målet er at disse skal overholdes. Forskrift om leveringskvalitet [4] stiller krav til alle konsesjonærer mht registrering og rapportering av leveringskvalitet. Dette har ført til utplassering av registrerende utstyr i anlegg innen utredningsområdet, og følgelig forventning om godt statistisk underlag i fremtiden. Miljømål Miljømessige faktorer kan sjelden tallfestes, men bør inngå i vurderingen av tiltak sammen med tekniske og økonomiske hensyn. Selskapene i utredningsområdet ønsker å ha en positiv miljøprofil. Utbygginger av nye anlegg, drift- og vedlikehold, og demontering av utrangerte anlegg skal skje på en mest mulig skånsom måte for miljøet. Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Kraftsystemutredningen skal gi en oversikt over dagens kraftsystem og planer for den videre utviklingen av systemet i form av nye anlegg og reinvesteringer / modernisering av eksisterende anlegg. Utredningen omhandler alle anlegg i utredningsområdet på spenningsnivåene 45-420 kv, inkludert sentralnettsanlegg, industrianlegg, produksjonsanlegg og anlegg som inngår i områdekonsesjonen (45-132 kv kabelnett i Bergen). Ambisjonen er å gi en samlet fremstilling av hvordan overføringsbehovet for kraft i BKK-området og Indre Hardanger antas å utvikle seg i årene fremover og hvilke tiltak som er nødvendige for å håndtere denne utviklingen. For å beskrive krav til det fremtidige kraftsystemet i utredningsområdet, er det utarbeidet ulike scenarier med hensyn på last- og produksjonsutvikling (jfr. kapittel 5). Denne kraftsystemutredningen omfatter perioden frem til år 2025. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 11
3.2 Tekniske og økonomiske forutsetninger Investeringer i kraftnettet skal baseres på en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging. I tråd med anbefalinger fra NVE [5] har vi valgt å definere en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging som en minimering av følgende kostnader: - Investeringskostnader - Drifts- og vedlikeholdskostnader - Avbruddskostnader for nettkundene - Kostnader til elektriske tap - Flaskehalskostnader - Tapte samfunnsmessige inntekter ved ikke realisert produksjon - (Samfunnsmessige kostnader ved ikke realisert forbruk) De to siste postene er et tillegg til NVEs opprinnelige liste. Tapte samfunnsøkonomiske inntekter ved ikke realisert produksjon er en post vi ser behov for i vårt utredningsområde og som har blitt innført i de siste konsesjonssøknadene fra BKK Nett AS. Som motstykke har vi også ført opp samfunnsøkonomiske kostnader ved ikke realisert forbruk på listen, men denne posten har per i dag ikke kommet til anvendelse. I utgangspunktet skal kun samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak iverksettes, men dette kan fravikes i tilfeller hvor tiltak er påkrevd for å tilfredsstille fastsatte minimumskrav til miljø, personsikkerhet og leveringskvalitet. Nettselskapene skal opptre forretningsmessig innenfor samfunnsøkonomiske rammer, og generere avkastning til sine eiere. Inntektsrammeregimet kan være en barriere for realisering av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter. Dette har BKK Nett tidligere påpekt til NVE. I henhold til NVEs gjeldende anbefaling, er det benyttet en kalkulasjonsrente på 4,5 % i de samfunnsøkonomiske analysene som inngår i denne utredningen. Dette er en realrente (før skatt), det vil si at alle kostnader skal regnes i fast kroneverdi. Det er benyttet en analyseperiode på 30 år. For enkelthets skyld er økonomisk levetid satt lik analyseperioden, det vil si 30 år for alle komponenttyper. For definisjon av begrepene vises det til NVEs håndbok Samfunnsøkonomisk analyse av energiprosjekter [5]. Kriterier for kabling Kabling blir ofte trukket fram som et ønskelig miljøtiltak. Dessverre er det svært kostbart, spesielt på høyere spenningsnivå. For spenningsnivåene som denne utredningen omfatter, er kostnaden for kabling ca 4-12 ganger høyere enn kostnaden for luftledning. Ifølge Ot.prp. 62 Om lov om endringer i energiloven er kabling derfor bare aktuelt dersom framkomst med luftledning medfører svært store ulemper eller dersom luftledning blir svært kostbart. Dette gjelder for eksempel framføring gjennom tettbygde områder eller ved kryssing av fjord og innsjøer. Det må være helt spesielle forhold før det blir aktuelt å kable av andre årsaker enn de tekniske eller de økonomiske. 12 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
Temperaturkorrigering av forbruk I nettplanleggingen er det vanlig praksis å temperaturkorrigere forbruket mot en felles referanse for å gjøre det lettere å sammenligne forbruksutviklingen år for år. Anvendt metodikk er å temperaturkorrigere såkalt alminnelig forsyning, det vil si alt forbruk med unntak av storindustri som er direkte tilkoblet regionalnettet. Den alminnelige forsyningens årlige maksimaleffekt temperaturkorrigeres mot såkalt normal tunglast, det vil si en temperaturkorrigering mot laveste tredøgnsmiddeltemperatur med 2 års returtid. Dersom man korrigerer for helg- og feriedager, representerer 2-års returtid en forventning om at en slik maksimallast vil inntreffe hvert tredje år. Det tas utgangspunkt i målt tredøgnsmiddeltemperatur i målestasjonen Florida (Bergen) forut og under maksimallasttidspunktet. Denne sammenlignes med laveste tredøgnsmiddel med 2 års returtid for samme målestasjon som statistisk sett er -6,3 o C. Det benyttes en temperaturfølsomhet på 1,5 % lastøkning pr grad reduksjon i temperatur. Med bakgrunn i den siste kalde vinteren er metode for temperaturkorrigering, valg av returtid og en ny gjennomgang av statistiske temperaturer under vurdering. 3.3 Vilkår for tilknytning av lokal produksjon i utredningsområdet Det er en tydelig trend mot økende etablering av mikro-, mini- og småkraft i årene som kommer. I tillegg kan endrede forutsetninger (subsidier/kraftpris/klimapolitikk etc.) medføre økende innmating fra vindkraft, kraftvarmeverk og annen lokal produksjon. Offentlig regelverk og nettselskapenes vilkår er i hovedsak felles for alle produksjonsanlegg, men det er i det følgende hovedsaklig fokusert på vannkraft. Politisk er det ønskelig at rettighetshavere til ny fornybar kraftproduksjon i området kan bidra til energibalansen innenfor gode miljømessige og samfunnsøkonomiske rammer. Nettselskapene ønsker å bidra til at fremtidige kraftverk og aktuelle nettiltak får konsesjon fra NVE på et riktig og realistisk grunnlag og kan realiseres innenfor ansvarlige økonomiske rammer. Kostnad til nettiltak må inngå i økonomisk vurdering av planer for kraftverk. Dersom myndighetenes målsetninger om fremtidig volum for produksjon av fornybar energi skal realiseres må netteiere sikres en forutsigbar lønnsomhet i nettiltak som er nødvendig for å legge til rette for ny produksjon Det settes økende fokus på miljøkonsekvens for både kraftverk og nettiltak. Det er derfor nødvendig at også miljøbelastning som følge av nettiltak er kjent og inngår i vurdering av kraftverkets konsesjon. Netteiere i utredningsområdet har etablert en samarbeidsgruppe for håndtering av ny produksjon. Arbeidet i samarbeidsgruppen gjør det lettere å forvalte eventuell ledig nettkapasitet for lokal produksjon og samordne vurdering av mulige nettiltak som følge av nye produksjonsanlegg. Arbeidet i samarbeidsgruppen gjør det også lettere å skissere en realistisk fordeling av anleggsbidrag mellom kraftverksutbyggere og beregne samfunnsøkonomisk verdi for nettiltak. Det er også en oppgave for samarbeidsgruppen å medvirke til at både samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske konsekvenser av kraftverksutbygginger, isolert og samlet sett, vurderes enhetlig i utredningsområdet. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 13
Krav til nettkapasitet før avtale om nettilknytning av produksjonsanlegg Før en utbygger av produksjonsanlegg kan inngå avtale om nettilknytning må det, blant annet, sikres at kraftnettet har kapasitet til å håndtere anleggets kraftproduksjon. Historisk sett er kraftnettet bygget for å transportere elektrisk energi fra store sentraliserte produksjonsanlegg til nettkunder i konsesjonsområdet. Dette medfører at det eksisterende kraftnettet i hovedsak har minkende overføringskapasitet med økende avstand til sentralnettet. Hovedtyngden av produksjonsanlegg som nå planlegges i utredningsområdet er ikke plassert nært sentralnettet og det er ikke gitt at eksisterende kraftnett har kapasitet til å håndtere nye produksjonsanlegg. Nettkapasitet for nye produksjonsanlegg skal vurderes i henhold til NVEs føringer. Eventuell ledig nettkapasitet tilbys utbygger i følge de rutiner hver enkelt nettanleggseier har. Det er ikke gitt utfyllende regler for håndtering av ledig nettkapasitet fra NVE, men første mann til møllen er gjeldende hovedprinsipp. Framtidige produksjonsanlegg skal ikke forårsake produksjonsbegrensninger i eksisterende produksjonsanlegg. For store deler av dette utredningsområdet er det ikke ledig nettkapasitet i regionalnettet og/eller transformering mellom distribusjonsnett og regionalnett til ny lokal produksjon. Fokus for behandling av lokal produksjon må derfor dreies fra håndtering av ledig nettkapasitet til finansieringsløsninger for nettiltak som øker nettkapasitet. Netteiere kan samordne vurdering av nettiltak for flere planlagte kraftverk. Installert generatorytelse legges til grunn for vurdering av produksjonsanleggs behov for nettkapasitet. Dimensjonerende generatorytelse er syneffekt (kva). Det må forutsettes margin for reaktiv effekt (kvar) tilsvarende effektfaktor cosϕ 0,8 i tillegg til generatorens aktive effekt (kw). I vurdering av nettkapasitet må mange flere begrensende faktorer enn termisk overføringskapasitet for nettanlegg vektlegges og krav til leveringskvalitet for tilknyttede nettkunder må her fremheves spesielt. For store deler av utredningsområdet kan det ikke tillates spenningsendring over 2 % i distribusjonsnettet som følge av produksjonsinnmating. Nettleievilkårenes generelle krav om at nettkunders bruk at nettet ikke kan virke forstyrrende for andre nettkunder eller den tekniske driften av nettet gjelder også nettkunder med innmating til nettet, uavhengig av hvilken nettkapasitet og dimensjonerende generatorytelse som legges til grunn for en avtale om tilknytning av produksjonsanlegg. Dersom det ikke er ledig nettkapasitet for planlagt produksjonsanlegg må det inngås avtale om anleggsbidragsfinansierte nettiltak før avtale om nettilknytning kan inngås. Nettkapasitet bør avklares i utbyggers konsesjonssøknad til NVE. Den enkelte netteier har egne vilkår for anleggsbidrag, men kostnader relatert til produksjonsanlegg skal ikke tillegges tariff for netteierens uttakskunder. For de fleste netteiere i BKK Netts utredningsområde medfører dette at utbyggere av kraftproduksjonsanlegg bekoster alle nødvendige nettiltak forårsaket av produksjonsanleggets tilknytning, uavhengig av om nettiltakene er i sentralnett, regionalnett eller distribusjonsnett. Uavhengig av behov for tiltak i eksisterende nett bekoster og eier utbygger av produksjonsanlegg nett fra produksjonsanlegg til tilknytningspunkt til eksisterende nett. 14 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
3.4 Særegne forhold innen utredningsområdet Generell beskrivelse Regionalnettet strekker seg fra høyfjellet til havgapet. Utfordringene ved kraftoverføring i området er derfor store og mange. Mye vind, salt og forurenset nedbør er forhold som fører til ekstra påkjenninger på ledningsnett og stasjoner. Mange øyer, samt mange og lange fjorder i regionen, medfører utstrakt bruk av fjordspenn og sjøkabler. Den største befolkningskonsentrasjonen finnes i Bergen, mens de største vannkraftressursene ligger lenger nord og øst i utredningsområdet. Dette har medført at kraftledningene fra gammelt av er bygget fra nord og øst og inn mot Bergen by. De senere årene har olje- og gassindustrien gitt flere store lastpunkter med behov for sikker strømforsyning langs kysten. De to største er oljeraffineriet på Mongstad som kom på slutten av 1970-tallet, og gassbehandlingsanlegget på Kollsnes, inklusiv elektrifisering av Troll-plattformen, som ble satt i drift på midten av 1990-tallet. I Tyssedal, Odda og Ålvik ble det på begynnelsen av 1900-tallet bygd opp kraftkrevende industri knyttet opp til nærliggende store vannkraftressurser. I dag er fremdeles strømforsyningen til kraftverk, industrianlegg og alminnelig forsyning nært knyttet sammen i disse lokalsamfunnene. Utfordringer i dagens nett Utredningsområdet er normalt et underskuddsområde om vinteren med stort behov for import av kraft og et overskuddsområde om sommeren med behov for eksport av kraft. Lokalt er det også lokale overskuddsområder (for eksempel Matreområdet og Samnanger-området) og lokale underskuddsområder (Bergen og Kollsnes). Disse særtrekkene vil forsterke seg i årene framover: overskuddsområdene får mer produksjon og underskuddsområdene får mer forbruk. Dette medfører behov for økt overføringskapasitet mellom de ulike områdene og inn og ut av utredningsområdet. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 15
4 Dagens kraftsystem 4.1 Dagens kraftnett og statistikk for overføring Generelt Fremføring av elektrisitet er basert på energibehov i endepunkt. Økende energibehov tilsier økt spenning, da økt strøm medfører økte tap (varme i ledningene). Sammenhengen er vist i formelen P=1,73*U*I hvor U = spenning, I = Strøm. Valg av spenningsnivå er hovedsakelig standardisert, og standardiserte spenningsnivåer i utredningsområdet er beskrevet i kapittel 3.3. Transformator 420/300 kv 132/66/45 kv 22/11/7,5 kv 0,4/0,23kV Generator Sentralnett samt noe regionalnett Regionalnett Distribusjon Høyspent Distribusjon Lavspent Figur 4.1: Skisse på bruk av nett. 16 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
Sentralnettet i området er delt i 3 hovedenheter: BKK-området, består av 300 kv luftledning og eies i hovedsak av BKK Nett. Odda-området, består av en 300 kv luftledning som radial fra Røldal, samt 300 kv utveksling i Røldal som eies i hovedsak av Statnett. Sima-området, består av 420 kv utveksling, eies i hovedsak av Statnett. Regionalnettet i området er delt i 3 hovedenheter: BKK-området inkl. Sima, består av luftledninger, sjøkabler og jordkabler på spenningsnivåene 45-300 kv. Nettet eies hovedsakelig av BKK Nett, men også andre energiverk, industrikunder og BKK Produksjon eier anlegg på disse spenningsnivåene. Odda-området, består av luftledninger, sjøkabler og jordkabler på spenningsnivå 66 kv. Nettet eies hovedsakelig av Aktieselskabet Tyssefaldene. Jondal-området, består av en luftledning på spenningsnivået 66 kv. Nettet eies av Statnett. Nøkkeltall Tabell 4.1 viser antall km luftledning, kabel og antall transformatorer i utredningsområdet. (Kabler offshore omfatter vekselstrømskablene ut til Troll A og Gjøa plattformene.) Nøkkeldata Linjer 0 420 kv Kabler 0 Transformatorer 4 Linjer 375 km 300 kv Kabler 20 km Transformatorer 24 Linjer 566 km 132 kv Kabler 91 km Transformatorer 101 Linjer 46 km 66 kv Kabler 14 km Transformatorer 17 Linjer 193 km 45 kv Kabler 86 km Transformatorer 43 45-90 kv Offshore kabler 170 km Tabell 4.1: Nøkkeldata for utredningsområdet pr 1.1.2010 (tall for linjer gjelder pr. trefaselinje). Utvekslingspunkter Utredningsområdet har følgende utvekslingspunkter mot omkringliggende nett: - fra Modalen mot Refsdal (300 kv) - fra Samnanger mot Mauranger (300 kv) - i Sima stasjon (420 kv) - fra Røldal mot Nesflaten (300 kv) - fra Jondal mot Mauranger (66 kv) Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 17
På distribusjonsnettnivå er det følgende utvekslingspunkter mellom utredningsområdet og omkringliggende nett: - i Ortnevik mot Sognekraft (SFE sitt utredningsområde) - Fra Kvam mot Fusa (SKL sitt utredningsområde) Alderssammensetning og tilstand Alderssammensetningen av luftledninger, kabler og krafttransformatorene i utredningsområdet er vist på figurene 4.2 4.4. Alle landbaserte anlegg, inklusivt alle industrianlegg og produksjonsanlegg, er tatt med. Figurene viser at hovedtyngden av 45-66 kv ledningene er ca 40-50 år gamle, mens hovedtyngden av 132 kv ledningene er 30-40 år gamle. Figurene viser også at trenden går mot mindre bygging av luftledninger, og økt utbygging av kabelnett. Levetid for kraftledninger er vurdert til å være opp mot 60 år ved normalt vedlikehold (inkl. utskifting av komponenter som for eksempel råtne stolper). Kabler med oljetrykksanlegg, som er de eldste kablene i utredningsområdet, kan også ha levetid opp mot 60 år dersom de får ligge urørt. Transformatorer produsert før 80-tallet har normalt en del ekstra reservemarginer innebygd, og bør kunne ha en levetid på opp mot 50 år. Endring i driftsmønster, spesielt for aggregattransformatorer (mye mer start/stopp), kan redusere levetiden. Enkelte av de eldste kraftledningene begynner å bli i dårlig stand. Dårlige fundamenter, korrosjon av stålmaster, råteskader på tremaster og korrosjon av faseliner og toppliner er problemer som går igjen. Kraftledninger og kabler som har dårlig tilstand eller vedlikehold utover det normale er systematisk samlet i en oversikt og presentert i vedlegg 8. Disse ledningene vil trenge omfattende rehabilitering/fornying i årene som kommer. I 2008/2009 har det blitt gjennomført et omfattende rehabilieringsarbeid på 132 kv kraftledningen Matre-Jordal med blant annet lineskift (over 50 km trasélengde, hovedsakelig gjennom ulendt terreng og inklusiv to fjordspenn). Dette arbeidet har vist at rehabilitering av kraftledninger kan være tidkrevende og kostbart. Luftledning Ant. km (trefaselengde) 300 250 200 150 100 50 0 Linje 300kV Linje 132kV Linje 45-66kV 0-9 10-19 20-29 30-39 40-49 50+ Alder (år) Figur 4.2: Aldersfordeling på luftledninger i utredningsområdet ref. år 2010 18 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
Ant. km (trefaselengde) 100 80 60 40 20 0 Jord- og sjøkabel Kabel 300kV Kabel 132kV Kabel 45-66kV 0-9 10-19 20-29 30-39 40-49 50+ Alder (år) Firgur 4.3: Aldersfordeling på kabler i utredningsområdet ref. år 2010 Transformatorytelse 2000 Trafo 300kV Trafo 132kV Trafo 45-66kV 1500 MVA 1000 500 0 0-9 10-19 20-29 30-39 40-49 50+ Alder (år) Figur 4.4: Aldersfordeling på transformatorer i utredningsområdet ref. år 2010 Kraftledninger som ikke er i drift Alle kraftledninger i utredningsområdet er spenningssatt i normal drift. Ingen kraftledninger er tatt ut av drift. Enkelte kraftledninger er tatt ut av drift for noen år tilbake, men rivingen er ikke avsluttet. Dette gjelder disse ledningene: - 66 kv Kaldestad Ålvik - 45 kv Dale Herlandsfossen - 45 kv Bjørkelid Vethe Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 19
4.2 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Utredningsområdet har ca 25 kraftstasjoner tilknyttet regional- og sentralnettet. De aller fleste er vannkraftverk. Ett er et termisk kraftverk: Energiverk Mongstad bruker gass som brensel og skal etter planen idriftsettes i løpet av år 2010. I tillegg har det blitt et stort omfang av småkraftverk i distribusjonsnettet. Pr i dag er det ca 90 kraftverk som mater inn i distribusjonsnettet i utredningsområdet. En oversikt over disse er vist i vedlegg 4. De aller fleste småkraftverkene er vannkraftverk, men det finnes også noen som bruker gass eller avfallsprodukter som brensel. De største termiske kraftverkene er Bjølvefossen varmekraft (12 MW) som produserer elektrisk strøm fra damp fra avgassene og Fana varmekraftverk (13 MW) som produserer strøm og fjernvarme av avfall. Utviklingen i årlig produksjon i utredningsområdet de siste 10 årene er vist på figur 4.5. (Vi gjør oppmerksom på at produksjonstall for Odda kommune ikke er innhentet enda. Tallene for Odda i figur 4.5 er basert på årlig middelproduksjon.) I 2009 besto kraftproduksjonen i utredningsområdet av 99,8% vannkraft og 0,2% termisk produksjon. Produksjon tilknyttet 420 kv anlegget i Sima er holdt utenfor statistikker og prognoser i denne kraftsystemutredningen. Sum kraftproduksjon i utredningsområdet ekskl. Sima GWh 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 År Figur 4.5: Årlig elektrisitetsproduksjon i utredningsområdet siste 10 år. Kilde: BKK Produksjon, BKK Nett og Voss Energi. Middelprod. for øvrige kraftverk 4.3 Statistikk for elektrisitetsforbruk Definisjoner Sett fra et regionalt perpektiv kan elektrisitetsforbruket deles inn i følgende forbruksgrupper: Kraftkrevende industri. I utredningsområdet har vi pr i dag industribedriftene Boliden og TTI i Odda kommune, og Bjølvefossen i Kvam kommune. Petroleumsindustri. I utredningsområdet har vi forbruket på Kollsnes gassbehandlingsanlegg, Stureterminalen og Mongstad oljeraffineri på land, og forbruket på Troll A plattformen og Gjøaplattformen offshore. 20 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
Alminnelig forsyning. Dette omfatter all øvrig elektrisietsforbruk i utredningsområdet. En svært liten andel av den alminnelige forsyningen er definert som uprioritert forbruk eller såkalt kjelkraft. Dette er forbruk med alternativ reserve, som oftest oljefyring. Energiforbruk siste 10 år Elektrisitetsforbruket totalt sett i utredningsområdet har hatt en vekst de siste 10 årene (figur 4.6). Dette skyldes i hovedsak økt elektrisitetsforbruk innenfor petroleumsindustrien. Elektrisitetsforbruk til kraftkrevende industri har hatt en nedgang som følge av nedlegging av Odda smelteverk og Corus i Bergen. I tillegg er Bjølvefossen i ferd med å redusere sitt forbruk. Elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning har hatt en vekst på ca 1,0% pr år i siste 10-årsperiode. Befolkningsveksten i utredningsområdet i samme periode (kilde SSB) har også vært 1,0% pr år. Dette betyr at elektrisitetsforbruket pr innbygger ikke har endret seg i løpet av denne 10- årsperioden. Utviklingen i alminnelig forsyning pr innbygger de siste 10 årene er vist på figur 4.7. 12000 10000 8000 Alminnelig forsyning Petroleumsindustri Kraftkrevende industri GWh 6000 4000 2000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 År Figur 4.6: Årlig elektrisitetsforbruk i utredningsområdet siste 10 år. Kilde: BKK Nett AS, Aktieselskabet Tyssefaldene, og energiutredningene/områdekonsesjonærene Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 21
20 000 kwh pr innbygger 15 000 10 000 5 000-2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Figur 4.7: Alminnelig forsyning pr innbygger i utredningsområdet. Kilde for befolkningsutvikling: SSB År Effektbelastning siste 10 år Figur 4.8 viser utviklingen av maksimallasten i BKK-området. Figuren viser både målt og temperaturkorrigert maksimallast. (Temperaturkorrigeringen er utført i henhold til metoden beskrevet i kapittel 3.3.) Den temperaturkorrigerte maksimallasten viser en jevn økning de siste årene. Det er hovedsakelig forbruket på Kollsnes og Troll A plattformen som har økt i denne perioden. Målt uttak i maksimallasttimen 2010 i hvert regionalnettspunkt er vist i vedlegg 6. Målt maksimallast Temperaturkorrigert MW 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figur 4.8: Målt og temperaturkorrigert maksimallast innenfor BKK-området siste 10 år. Kilde: BKK Nett AS År Uprioritert forbruk Uprioritert forbruk (kjelkraft) utgjør en svært liten andel av forbruket i utredningsområdet. Innkoblet kjelkraft i maksimallasten 2010 bak hvert regionalnettspunkt er vist i vedlegg 6. Kjelkraften utgjorde ca 4% av alminnelig forsyning i maksimallast. 22 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
4.4 Utveksling på viktige snitt Begrepet snitt brukes for å omtale et sett ledninger/transformatorer inn til et område, hvor kapasiteten på ledningene kan være en begrensende faktor. N-1 kriteriet betyr at utfall av en vilkårlig komponent ikke skal medføre overlast eller svikt i det øvrige nettet. Dette er et planleggings- og driftskriterium som man tilstreber å overholde, i hvert fall i nett med de høyeste spenningene, og spesielt i nett som forsyner forbruk. Å ikke overholde N- 1 kriteriet til forbruksområder medfører svekket forsyningssikkerhet og risiko for avbrudd dersom det skulle oppstå feil i nettet. Utredningsområdet har to viktige forbrukssnitt hvor det ikke lengre er full N-1 reserve: Bergenssnittet og Kollsnessnittet. Hovedtyngden av forbruket i utredningsområdet ligger innenfor Bergenssnittet, med import hele året. Som det fremgår av figuren er vintersnittgrensen overskredet i over 2000 timer pr år, altså N- 0 drift. Idriftsettelse av Energiverk Mongstad i løpet av år 2010 vil redusere importbehovet til snittet, men på den annen side er det planlagt en større forbruksvekst innenfor snittet (hovedsakelig til Kollsnes/Troll A) de neste årene. Planlagt nettforsterkning for å styrke snittet, 300 kv ledningen Modalen-Mongstad-Kollsnes, er omtalt i kapittel 6. Forbruket på Kollsnes overstiger N-1 grensen i ca 3000 timer pr år. I årene framover forventes en ytterligere forbruksøkning på Kollsnes. BKK Nett har søkt konsesjon på en ny kraftledning fra Mongstad til Kollsnes, blant annet for å styrke forsyningen til Kollsnes (se kapittel 6). Matre-snittet er et produksjonssnitt som begynner å bli fullastet. I løpet av år 2010 skal Energiverk Mongstad på drift med 140 MW produksjon de første årene og økende til 280 MW produksjon. Dette betyr at det trolig vil oppstå permanente produksjonsrelaterte flaskehalser i dette snittet inntil ny nettforsterkning (300 kv Mongstad-Kollsnes) beskrevet i kapittel 6 er på plass. 4.5 Manglende ledig nettkapasitet til ny produksjon Områdekonsesjonærene i utredningsområdet har til sammen fått flere hundre henvendelser om nettilknytning for nye mindre vannkraftverk og for noen vindkraftverk. Til sammen utgjør disse en ikke ubetydelig effektinstallasjon. Normalt ligger disse kraftverkene i områder med lite lastuttak og med et ikke ubetydelig produksjonsoverskudd. I enkelte tilfeller er det uproblematisk å gi nettadgang, da ny produksjon kan støtte opp i et ellers svakt nett. I de aller fleste tilfellene medfører hvert enkelt verk alene ingen problemer, men summen av alle produksjonsenheter overskrider den ledige kapasiteten som er i eksisterende nett. Det er nå synliggjort at det kun i de ytre kystkommunene inkludert Bergen, det er ledig kapasitet for økt installasjon uten at nettet må forsterkes. Alle henvendelsene fra potensielle utbyggere i de fleste øvrige områdene må avvises som følge av at regionalnettet eller transformeringen mot sentralnettet ikke har ledig kapasitet. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 23
Figur 4.9: Ledig nettkapasitet til ny produksjon. Rødt (ingen ledig kapasitet), gult (litt ledig kapasitet), grønt (god kapasitet) Figur 4.9 inneholder oppdatert informasjon om ledig nettkapasitet for ny produksjon. NVE bruker disse opplysningene aktivt i sin prioritering av konsesjonsbehandling av ny produksjon, der konsesjonssøknader for ny produksjon i de grønne områdene blir prioritert framfor i de røde områdene. Som følge av alle henvendelsene vedrørende nettilknytning av ny produksjon, er det satt i gang et arbeid for å vurdere og komme fram til en helhetlig løsning for hvordan nettet skal forsterkes for å kunne ta i mot all den planlagte kraftproduksjonen. Aktuelle tiltak er identifisert og konsesjonsbehandlingen har påbegynt. Tiltakene er omtalt nærmere i kapittel 6. Følgende områder i utredningsområdet har i dag ikke mer ledig kapasitet, eller i hvert fall svært liten ledig kapasitet, til tilkytning av nye kraftverk: Matre-snittet. Dette produksjonsområdet omfatter kommunene Masfjorden, Gulen, Høyanger, Modalen, Lindås, Radøy, Meland, Austrheim, Fedje, Osterøy og Vaksdal nord. Planlagt nettforsterkning (300 kv Modalen-Matre-Mongstad-Kollsnes) er omtalt i kapittel 6. 24 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
Samnanger T1. Dette produksjonsområdet omfatter kommunene Samnanger og Kvam. (ny Samnanger T1 og ny 132 kv ledning Samnanger-Øystese) er omtalt i kapittel 6. Voss T3 og Evanger T4. Dette produksjonsområdet omfatter kommunene Granvin, Ulvik og Voss. Planlagt nettforsterkning (ny 132 kv ledning Voss-Granvin og ny 300/132 kv transformator i Evanger) er omtalt i kapittel 6. Novle T1. Dette produksjonsområdet omfatter store deler av Odda kommune. Planlagt nettforsterkning (ny 300/22 kv transformator) er omtalt i kapittel 6. Åsen T1. Dette omfatter resten av Odda kommune. Planer for ny transformator er omtalt i kapittel 6. Sima T7 og T1. Dette produksjonsområdet omfatter kommunene Eidfjord og Ullensvang. Planlagt nettforsterkning (ny 420/22 kv transformator i Sima) er omtalt i kapittel 6. Jondal T1. Området omfatter Jondal kommune. Planlagt nettforsterkning (ny Jondal T1 og ny 66 kv ledning Mauranger-Jukla-Jondal) er omtalt i kapittel 6. 4.6 Andre energibærere og påvirkningen på kraftsystemet Elektrisitet Elektrisitet infrastruktur består av hovedsakelig kabel i bynære/tettbebygde områder og lavere spenninger, og linjenett i øvrige deler. Varmepumper har blitt populære de senere årene og er en måte å få mer varme ut av elektrisitetsforbruket. Luft til luft varmepumper er den vanligste typen som er i bruk. Ulempen er at virkningsgraden går betydelig ned med fallende utetemperatur. På kalde dager er det liten energisparing å bruke varmepumpe istedenfor tradisjonell elektrisk oppvarming. Fjernvarme/nærvarme Fjernvarmenettet til BKK Varme i Bergen strekker seg fra Kokstad og Rådalen i sør til rådhuset i sentrum. I tillegg forsynes Haukeland Universitetssykehus og deler av Landås med fjernvarme. I 2009 ble det levert 177 GWh fjernvarme. I årene som kommer vil fjernvarmenettet utvides til Nordnes, Laksevåg og Bergen Lufthavn. I 2015 vil den beregnede leveringen bli på 250 GWh. I mars 2007 satt BKK Varme i drift et nærvarmeanlegg på Rong i Øygarden kommune som årlig leverer 2,5 GWh. Varmen produseres av en sjøvannsbasert varmepumpe. BKK Varme har konsesjon for et fjernvarmeanlegg i Åsane. Varmen vil produseres fra et biobrenselanlegg med utvidet rensing. Hovedkilden vil være fliset returtre. Det er anslått en varmeleveranse på 30-40 GWh på sikt for det planlagte anlegget. BKK Varme jobber også med fjernvarmeplaner for Loddefjord. Her er det beregnet en varmeleveranse på 20-30 GWh. I tillegg jobbes det med planer for et nærvarmeanlegg i Knarvik med en forventet varmeleveranse på 2,5 GWh. Det er også sett på muligheten for å utvikle nærvarmeanlegg på Voss, Granvin og Odda. Gass Gass i større skala utenom Mongstad-Sture-Kollsnes som er tilkoblet et rørsystem, er dette hovedsakelig benyttet til konkrete kunder innen industri og transport. Gass benyttes også ved Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 25
Haukeland Universitetssykehus, hvor gass/varmen også benyttes mot fjernvarmesystemet. Gasstransport foretas med tankbil og båt. Olje Olje/parafin Det benyttes noe olje i industri og husholdninger. En forsøker å bytte ut olje til oppvarming med andre alternativer. Biobrensel Vedfyring er mye brukt i husholdningene vinterstid, og bidrar til at effektuttaket fra regionalnettet på kalde dager er lavere enn den ville ha vært dersom husholdningene ikke hadde hatt denne fyringsmuligheten. 26 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
5 Fremtidige overføringsforhold 5.1 Drivere for scenarioutviklingen I arbeidet med å utvikle scenarioer er det viktig å først kartlegge hvilke drivkrefter som påvirker utviklingen av forbruk og produksjon. Vi har kartlagt en rekke drivere som vi mener har betydning for utvikling av forbruk og produksjon i årene framover i vårt utredningsområde. Klimafokuset Det er et stort nasjonalt fokus på klima og reduksjon av Co2-utslipp. Sterke føringer er gitt i EUs klimapakke, som med sitt tredelte fokus har mål om 20% økt fornybarandel, 20% energisparing og 20% reduserte CO2-utslipp innen EU, Norge og Sveits innen 2020. Selv om de norske kravene ikke er fastsatt ennå er det helt klart at også Norge må ha høyt fokus på disse tre aksene. Ny fornybar produksjon I utredningsområdet er det et stort potensial for vindkraft og små vannkraftverk. Utbygging av småkraftverk er allerede lønnsomt for utbyggerne og det er mangel på nettkapasitet som per i dag er den begrensende faktoren for realisering av denne fornybare produksjonen. Per i dag kjenner vi til ca 275 konkrete planer for småkraftverk i utredningsområdet. Kommer det grønne sertifikater eller andre virkemidler kan det komme enda flere planer, samt at allerede eksisterende planer blir enda mer lønnsomme. Vindkraftverk er per i dag ikke lønnsomt for utbyggerne, men kan bli det om Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 27
regjeringen legger opp til subsidier eller andre virkemidler med den hensikt å øke den fornybare produksjonen i Norge. Energisparing Energisparing går på reduksjon av energiforbruk som helhet. Klimamessig er det mest gunstig å redusere oljeforbruket, så politisk fokus blir trolig rettet mot å redusere oljeforbruk framfor elektrisitetsforbruket. Det kan komme nye byggeforskrifter som gjør at nye bygg blir mindre energikrevende enn eksisterende bygg. Men alt i alt tror vi ikke at elektrisistetsforbruket vil reduseres nevneverdig som følge av politiske mål om energisparing. Reduksjon av CO2-utslipp Gruppen Klimakur 2020, bestående av NVE, Statens Vegvesen, SSB, oljedirektoratet og Klima- og forurensningsdirektoratet, har utredet hvilke tiltak som monner når det gjelder å redusere Co2- utslippene i Norge. De viktigste tiltakene med tanke på vårt utredningsområde er elektrifisering av sokkelen, elektrifisering av transportsektoren, Co2-renseanlegg, og utfasing av oljefyring. Oljeindustrien offshore har store CO2-utslipp. Rapporten Kraft fra land (Statnett, 2008) skisserer hvilke installasjoner som er mulig å forsyne fra land. I vårt utredningsområde er det delelektrifisering av Oseberg-plattformen med kraftforsyning fra Mongstad som kan være et mulig tiltak. Imidlertid er det svært kostbart. Når det gjelder elektrifisering av transportsektoren er det overgang til elbiler og videre utbygging av bybanen i Bergen som er aktuelle tiltak. Strømbehovet til lading av elbiler er undersøkt, men konklusjonen er at det betyr svært lite på regionalt nivå. Heller ikke bybanen trekker mye strøm regionalt sett. Som det første i landet, er et testanlegg for Co2-rensing under bygging på Mongstad. Planen er å teste ulike renseteknologier, for deretter å bygge et fullskala renseanlegg, etter regjeringens plan i år 2018. Det ferdige anlegget skal rense Co2-utslippene fra Energiverk Mongstad. CO2-renseanlegget er strømkrevende. Det er i enkelte tilfeller innført offentlig støtte til utfasing av oljefyrer, for eksempel har Bergen kommune innført vrakpant på gamle oljekaminer. Husstander og næring som skifter ut oljefyrene går som oftest over til fjernvarme, rentbrennende vedovner eller elektrisitet (varmepumper). Utslipp fra skipstrafikken Strømforsyning fra land til skip ved kai er et tema som har fått økt fokus fra politiske grupperinger, myndigheter og miljøvernorganisasjoner. Skip som ligger til kai står for betydelige utslipp av klimagasser, og FN sin sjøfartsorganisasjon International Maritime Organization (IMO) har foreslått at skip i havn bør få sin kraftforsyning fra land. Dette er fulgt opp av en EU-kommisjon som har anbefalt dette overfor sine medlemsland. Tilrettelegging av slik strømforsyning kan medføre behov for økt kapasitet og transformeringsbehov i kraftsystemet. Rent konkret har Bergen kommune utarbeidet planer for forsyning av skip med strøm fra land. Dette omfatter både lasteskip og cruiseskip. Førstnevnte har størst effektbehov om vinteren, cruiseskipene om sommeren. Utbygging av fjernvarmenett Det har vært et nasjonalt fokus å bygge ut fjernvarmenett. Fjernvarme erstatter i hovedsak eksisterende oljekjeler og betyr derfor lite for det eksisterende elektrisitetsforbruket. Men nye boligog næringsområder som tilknyttes fjernvarmenettet vil ha et lavere elektrisitetsforbruk per m2 enn 28 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010
eksisterende bygningsmasse. Planer for utbygging av fjernvarmenett i utredningsområdet er omtalt i kapittel 4.7. Befolkningsutviklingen Statistisk sentralbyrå har utarbeidet 5 ulike prognoser for befolkningsveksten i Norge fra år 2010 til år 2030 fordelt på kommunenivå. Vi har tatt utgangspunkt i den høyeste, den laveste, og den mellomste prognosen for kommunene innenfor utredningsområdet. Disse er avbildet på figur 6.1 sammen med den historiske utviklingen av befolkningsveksten de siste 10 årene. Prognosene for befolkningsutviklingen i utredningsområdet ligger i området 0,8% 1,4% vekst per år. Videre viser prognosene at det forventes størst befolkningsvekst i Bergen og omegnskommunene og lavest vekst i indre Hardanger. Befolkningsveksten og den geografiske fordelingen vil naturlig nok påvirke utviklingen i framtidig strømforbruk til alminnelig forsyning. 600 000 500 000 antall innbyggere 400 000 300 000 200 000 100 000-2000 2005 2010 2015 2020 2025 Figur 5.1 Ulike prognoser for befolkningsutviklingen i utredningsområdet. Kilde: SSB Rammebetingelser for kraftkrevende industri Generelt har nasjonale rammebetingelser stor betydning for den kraftkrevende industrien. Vi har ikke fått signaler som tyder på noen endring av rammebetingelser som vil påvirke industrien i dette utredningsområdet i den ene eller andre retning. Nasjonalt fokus på olje- og gassutvinning Det er en nasjonal målsetting å fortsette olje- og gassutvinningen i Nordsjøen. Dette betyr fortsatt høy aktivitet innenfor petroleumsindustrien og også innenfor tilhørende leverandørindustri langs kysten. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2010 29