Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 1. juni 2009 Hovedrapport Offentlig tilgjengelig bkk.no
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...8 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet... 9 3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet...9 3.2 Tekniske og økonomiske forutsetninger... 11 3.3 Vilkår for tilknytning av lokal produksjon i utredningsområdet... 12 3.4 Særegne forhold innen utredningsområdet... 14 4 Dagens kraftsystem...15 4.1 Dagens kraftnett og statistikk for overføring... 15 4.2 Statistikk for elektrisitetsproduksjon...20 4.3 Statistikk for elektrisitetsforbruk...20 4.4 Utveksling mellom sentral og regionalnett... 21 4.5 Manglende ledig nettkapasitet til ny produksjon...24 4.6 Andre energibærere og påvirkningen på kraftsystemet...26 5 Fremtidige overføringsforhold... 28 5.1 Scenarioer for utvikling av forbruk og produksjon i perioden 2009-2025...28 5.2 Prognoser for perioden 2009-2025... 31 5.3 Lastflytanalyser...34 5.4 Resultater fra lastflytanalysene...35 6 Forventede tiltak og investeringsbehov... 37 6.1 Tiltaksliste...37 6.2 Sanering av bestående anlegg... 40 7 Litteraturreferanser...41 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009 1
1 2 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
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. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 3
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. 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 6.1, og skal behandles i samsvar med Forskrift om beredskap i kraftforsyningen, 6-2 [3]. Viktige trekk ved årets utredning: - Fortsatt stort fokus på planlagt bygging av nye kraftverk (vind, vann, gass) i utredningsområdet og de utfordringer dette medfører for kraftsystemet. - Bedre visualisering av prognoser for forbruk og produksjon i fire ulike scenarioer for framtidig utvikling. - Revidert tiltaksliste for planlagte tiltak i utredningsområdet. Utredningsområdet står foran en rekke større utbygginger. Til sammen 44 tiltak er identifisert. Mange av tiltakene skyldes ny kraftproduksjon (vann, vind, gass). Resten av tiltakene skyldes behov for å erstatte eldre nett med dårlig tilstand, eller forventet forbruksøkning. Vi minner om at denne kraftsystemutredningen er et overordnet systemdokument og ikke en bindende plan. Neste kraftsystemutredning blir utgitt 1 juni 2010. 4 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
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 også en del av Sogn og Fjordane sør for Sognefjorden. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009 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 2009-2025
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 Statoilhydro Kollsnes og Statoilhydro 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: Olav Vatshelle BKK Produksjon AS Per Bjarne Mosdal Odda Energi AS Dagfinn Åsen Askøy Energi AS Rune Nesheim Voss Energi AS Bjørn Eriksen Boliden Odda AS (ny 2008) Bjørn Hansen StatoilHydro Sture (ny 2008) Bjørn Helge Ulland StatoilHydro Mongstad Kraftsystemutvalget er satt sammen slik at 3 medlemmer representerer store industrikunder, 3 medlemmer representerer lokale energiverk og 1 medlem representerer andre kundegrupper. Innhold og utforming av denne utredningen er tilpasset innspill og anbefalinger fra kraftsystemutvalget. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 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, Buskerud Kraftnett 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. I forbindelse med storstilte planer for utbygging av vindkraft på begge sider av Sognefjorden, har BKK og SFE startet arbeidet med å utarbeide en felles nettplan for hvordan nettet i dette området best bør bygges ut totalt sett. Denne nettplanen forventes å være ferdig innen ferdigstillelse av neste kraftsystemutredning den 1. juni 2010. Samordning med sentralnettet Statnett er utredningsansvarlig for sentralnettet i utredningsområdet. Vi har likevel valgt å inkludere deler av sentralnettet i kraftsystemutredningen 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. 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. BKK Nett utfører lokale kraftsystemutredninger for distribusjonsnettet, både i eget og i andres nett (som konsulent). Slike lokale kraftsystemutredninger utføres ved behov fra sak til sak, og de er foreløpig ikke samlet på systematisk måte som for regionalnettet. I henhold til Forskrift om Energiutredninger [1] er områdekonsesjonærene ansvarlig for å utarbeide lokale energiutredninger. Disse er kort omtalt i kapittel 4.7. Forhold i distribusjonsnettet, og da i særlig grad nytilknytning av små kraftverksenheter som har betydning for utvikling av regionalnettet, blir grundigere omtalt i kapittel 3.4 og i kapittel 4.6. 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 viktige regionalnettskunder har vært med i dette arbeidet. Kommunale planer for forskjellige typer energibærere og befolkningsutvikling er viktige opplysninger for de lokale energiutredningene som igjen danner et godt utgangspunkt for kraftsystemutredningen. 1 Ser bort ifra 66 kv linje Eidefoss-Jukla. 8 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet Det overordnede målet for utviklingen av kraftsystemet er at det skal dekke fremtidige behov for overføring av kraft gjennom valg av samfunnsrasjonelle løsninger. I konsesjonsområdet er det videre et mål å fremme en kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanleggene. Beredskapsmål Målet er å tilpasse beredskapslager og beredskapsrutiner slik at lover og forskrifter oppfylles. Videre er målet å ha oversikt over hva som finnes av beredskapsmateriell. Til utredningsformål vil type beredskapsmateriell og lokalisering av dette være av betydning for hvor lange utetider det bør påregnes ved kritiske feil i nettet. 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. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 9
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. Energipolitiske føringer Energisektoren er preget av en rekke utfordringer knyttet til leveringssikkerhet, effekt- og energibalanse og klimautslipp. Fokus på miljø har blitt sterkere de seneste årene, og en ser for seg følgende nasjonale satsingsområder: Co2-håndtering Elektrifisering av sokkelen Ny fornybar energi Opprustning av eksisterende vannkraftverk Vannbåren varme og ENØK Landstrøm til skip ved kai Elbiler I utredningsområdet er det konsesjonssøkt og forhåndsmeldt en rekke vindkraft- og mindre vannkraftprosjekter. Realisering av disse prosjektene vil være avhengig av nasjonalpolitiske føringer (for eksempel eventuelle støtteordninger for fornybar energi) og utviklingen av kraftprisen. En utfordring i forhold til utbygging av småkraftverk i utredningsområdet vil være begrensingen i transformering og overføringsskapasitet jfr. kapittel 4.6. Oljeplattformen Gjøa som er under bygging skal forsynes med strøm fra land (Mongstad). Det planlegges et Co2-renseanlegg på Mongstad, med planlagt idriftsettelse år 2016. Fjernvarme er under utbygging i Bergen by, og det eksisterer planer for andre fjernvarme- /nærvarmeanlegg i utredningsområdet jfr. kapittel 4.7. 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 10 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
for økt kapasitet og transformeringsbehov i kraftsystemet. Planene for forsyning av skip med strøm fra land omfatter både lasteskip (med størst effektbehov om vinteren) og cruiseskip (med størst effektbehov om sommeren). Elbiler vil medføre økt strømforbruk i forbindelse med lading. De nevnte føringer og planer er hensyntatt i etableringen av ulike scanarier for analyse av fremtidige overføringsforhold (se kapittel 5). 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. 3.2 Tekniske og økonomiske forutsetninger En samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging innebærer en minimering av summen av følgende kostnader: Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Avbruddskostnader for nettkundene Kostnader til elektriske tap Flaskehalskostnader Tapte inntekter ved ikke realisert produksjon I utgangspunktet skal kun samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak (tiltak med positiv nåverdi) 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. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 11
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]. Nettforenkling Med bakgrunn i planlagt utvikling av nettet er det mulighet for en del forenklinger / eventuelt fjerning av eksisterende anlegg. Etter hvert som 45-300 kv nettet har blitt bygd ut, er behovet for en rekke av de doble hovedledningene i området redusert. De fleste doble 132 kv ledningene kan laskes sammen til enkle ledninger uten at det blir noen reduksjon i leveringspåliteligheten. På denne måten frigjøres et bryterfelt i hver ende. Videre kan det også være god økonomi å forenkle bryterbestykningen i stasjonene, for eksempel ved å bygge om fra løsning med to effektbrytere til enklere løsninger. 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. Kabling er 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. 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 12 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
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. 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. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 13
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 landet. 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 typisk 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 óg inn og ut av utredningsområdet. 14 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
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. Generator Transformator T 420/300 kv Sentralnett samt noe regionalnett 132/66/45 kv Regionalnett 22/11/7,5 kv Distribusjon Høyspent 0,4/0,23kV Distribusjon Lavspent Figur 4.1: Skisse på bruk av nett. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 15
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. Sentralnett Linjer 0 420 kv Kabler 0 Transformatorer 4 Linjer 308 km 300 kv Kabler 0 Transformatorer 20 Tabell 4.1: Nøkkeldata for sentralnett pr 1.1.2009 (tall for linjer gjelder pr. trefaselinje). Regionalnett Linjer 47 km 300 kv Kabler 20 km Transformatorer 3 Linjer 672 km 132 kv Kabler 88 km Transformatorer 99 Linjer 45 66 kv Kabler 17 Transformatorer 19 Linjer 193 km 45 kv Kabler 85 km Transformatorer 43 Tabell 4.2: Nøkkeldata for regionalnett pr 1.1.2009 (tall for linjer gjelder pr. trefaselinje). 16 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
Kundemassen er vist i tabell under i form av bl.a. folketall. Regionalnett Distribusjon Uttak på Makslast Folketall BKK Nett 22, 11 kv 994,5 MW 310 000 Askøy Energi 132 kv 54 MW 22 000 Kvam Kraftverk 22 kv 27,4 MW 8 600 Indre Hardanger Kraftlag 45, 22 kv 7,7 MW 2 170 BKK Nett Modalen kraftlag 22 kv 1,4 MW 355 StatoilHydro Kollsnes 132 kv 300,3 MW - StatoilHydro Mongstad 132 kv 54,2 MW - StatoilHydro Sture 132 kv 16 MW - Blikkvalseverket 45 kv 6,9 MW - NSB 45, 11 kv 4,7 MW - Voss Energi Tyssefaldene Voss Energi 22/12 kv 13 770 47,7 MW NSB 45 kv - Odda Energi 22/12 kv 6 030 29,3 MW Indre Hardanger Kraftlag 22 kv - Boliden Odda AS 66/12 kv - - Ileminittsmelteverk/TTI 66/22 kv 141,8 MW - Statkraft Bjølvefossen 132/12 kv 41,8 MW 740 Statnett Jondal 66/22 kv ca. 4 MW 1 100 Statkraft Indre Hardanger Kraftlag 45 kv 11,3 MW 4 500 Statnett Odda energi Røldal 22 kv - - Tabell 4.3: Kundemasse samt maksimaldagstall fra 25.01.2007 kl. 08:25. 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) Det er ingen utvekslingspunkter på distribusjonsnivå mellom utredningsområdet og omkringliggende nett. Alderssammensetning og tilstand Alderssammensetningen av luftledninger, kabler og krafttransformatorene i utredningsområdet er vist på figurene 4.2 4.4. Alle anlegg, også 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. Den store andelen 45-66 kv kabel skyldes den lange sjøkabelen fra Øygarden ut til Troll A-plattformen i Nordsjøen. 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 uberørt. Transformatorer produsert før 80-tallet har normalt en del ekstra reserve marginer innebygd, og bør Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 17
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 få dårlig tilstand. 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 for å kunne kartlegge rehabiliteringsbehovet i årene framover. I 2008/2009 har det blitt gjennomført et omfattende rehabilieringsarbeid på 132 kv kraftledningen Matre-Jordal med blant annet lineskift (over 50 km trasèlengde, 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 2009 Jord- og sjøkabel Ant. km (trefaselengde) 100 80 60 40 20 0 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 2009 18 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
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 2009 Kraftledninger som ikke er i drift Alle kraftledninger i utredningsområdet er spenningssatt i normal drift. Ingen kraftledninger er tatt ut av drift. Enkelte kraftledninger har blitt tatt ut av drift for noen år tilbake, men rivingen er enda ikke avsluttet. Dette gjelder disse ledningene: - 66 kv Kaldestad Ålvik - 45 kv Dale Herlandsfossen - 45 kv Bjørkelid Vethe Beredskap Overføringsnettet er historisk bygd opp gjennom N-1 prinsippet. Ved feil på en vilkårlig komponent skal forsyningen kunne gjenopprettes via en reserve. Denne reserven er enten momentan eller reserven må kobles inn manuelt, enten fjernstyrt fra driftssentral eller lokalt. Kobling lokalt gjelder i hovedsak kun for brytere i distribusjonsnettet. Enkelte punkter i regionalnettet har ikke full N-1 reserve til alle tidspunkt på året, eller anleggene er slik oppbygd at feil kan inntreffe på flere komponenter samtidig (for eksempel parallellføring av to ledninger på samme masterekke). Slike punkt har blitt kartlagt og har vært gjenstand for risikovurderinger. Videre er det utarbeidet beredskapsplaner for de mest kritiske feilene, for på denne måten å kunne gjenopprette driften så raskt som mulig hvis slike feil skulle inntreffe. Driftsentralsystemene Sentral- og regionalnettet som dekkes av kraftsystemutredningen er delt mellom flere aktører, som har egne fjernkontrollsystemer. Ved utstrakt utbygging av ny lokal kraftproduksjon vil tett samspill mellom sentralene bli viktigere. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 19
4.2 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Utredningsområdet har ca 25 kraftstasjoner tilknyttet regional- og sentralnettet. De aller fleste kraftverkene er vannkraftverk med magasin slik installert effekt som oftest vil være tilgjengelig til enhver tid. Kun Myster er et elvekraftverk hvor tilgjengelig effekt er nærmest direkte avhengig av tilsiget. I tillegg har utredningsområdet noen store kraftverk som ikke er vannkraftverk: Mongstad Energiverk bruker gass som brensel, og Bjølvefossen varmekraft produserer elektrisk strøm fra damp fra avgassene. I tillegg har det blitt et stort omfang av småkraftverk utredningsområdet. Pr i dag er det ca 80 kraftverk som mater inn i distribusjonsnettet i utredningsområdet. De aller fleste småkraftverkene er vannkraftverk, men det finnes også noen som bruker gass eller avfallsprodukter som brensel. 4.3 Statistikk for elektrisitetsforbruk Elektrisitetsforbruket totalt sett i utredningsområdet har hatt en vekst de siste 10 årene (figur 4.5). Dette skyldes i hovedsak økt strømforbruk på gassbehandlingsanlegget på Kollsnes og på Troll A plattformen. Elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning har hatt en svært lav vekst. Alminnelig forsyning Industri 12 000 10 000 8 000 GWh 6 000 4 000 2 000-1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 År Figur 4.5: Årlig elektrisitetsforbruk i utredningsområdet siste 10 år I figur 4.6 er vist utviklingen i maksimallasten i BKK-områdets maksimallasttime. (Maksimallasttall for Indre Hardanger er ikke innhentet.) Her gjelder de samme forholdene som for energiforbruket: høy vekst i industriforbruk (Kollsnes) og lav vekst i alminnelig forsyning. 20 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
Alminnelig forsyning Industrilast MW 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 År Figur 4.6: Temperaturkorrigert maksimallast i BKK området siste 10 år Uprioritert forbruk Uprioritert forbruk (kjelkraft) utgjør en svært liten andel av forbruket i utredningsområdet. Innkoblet kjelkraft i maksimallasten 2009 utgjorde ca 4% av alminnelig forsyning i maksimallast. 4.4 Utveksling mellom sentral og regionalnett Under presenteres varighetskurver for utvekslingspunkter mellom sentral- og regionalnettet. Pr i dag er kapasiteten i Samnanger og i Åsen fullt utnyttet. Planer for utskiftning av disse transformatorene er omtalt i kapittel 6. 400 2007 2008 300 MW 200 100 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Timer Figur 4.7: Utveksling mellom sentral og regionalnettet i Arna transformatorstasjon. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 21
100 2007 2008 50 MW 0-50 -100-150 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Timer Figur 4.8: Utveksling mellom sentral og regionalnettet i Dale transformatorstasjon. 40 2007 2008 20 MW 0-20 -40 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Timer Figur 4.9: Utveksling mellom sentral og regionalnettet i Evanger transformatorstasjon 1000 2007 2008 800 MW 600 400 200 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Timer Figur 4.10: Utveksling mellom sentral og regionalnettet i Fana transformatorstasjon 22 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
20 2007 2008 10 MW 0-10 -20 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Timer Figur 4.11: Utveksling mellom sentral og regionalnettet i Sima mot Eidfjord 100 2007 2008 50 0 MW -50-100 -150-200 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Timer Figur 4.12: Utveksling mellom sentral og regionalnettet i Samnanger transformatorstasjon 100 2007 2008 50 MW 0-50 -100 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Timer Figur 4.13: Utveksling mellom sentral og regionalnettet i Oksla transformatorstasjon Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 23
200 2007 2008 100 MW 0-100 -200 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Timer Figur 4.14: Utveksling mellom sentral og regionalnettet i Åsen transformatorstasjon Figur 4.7 4.14 viser varighetskurver for utvekslingspunktene mellom regional- og sentralnettet i 2006 og 2007. Kurvene viser at det er import til området under Arna og Fana hele året. I Evanger, Samnanger og Dale er det hovedsakelig eksport til sentralnettet. I Åsen, Oksla og på linje Eidfjord mot Sima er det import fra sentralnettet det meste av året, men òg perioder med stor eksport. Endret normaloppdeling på Dale 132 kv gir relativt store endringer i utvekslingen mot Sentralnettet som vist i figur 4.8 over. 2007 var et år med mye tilsig. Dette kan blant annet ses av varighetskurven for utveksling mot sentralnettet i Evanger, der det var en høyere eksport i 2007 enn i 2008. Samnanger T1 går stadig større deler av året fullastet (150 MVA). I tillegg er det mange planer for ny småkraftproduksjon i nettet under Samnanger. På bakgrunn av dette er det planlagt å øke transformeringskapasiteten i Samnanger (se kapittel 6). Åsen T1 (150 MVA) går fullastet både i eksport- og importsituasjoner. Planer for økning av transformatorkapasiteten er omtalt i kapittel 6. 4.5 Manglende ledig nettkapasitet til ny produksjon BKK Nett AS har fått inn et hundretalls henvendelser om nettilknytning for nye mindre vannkraftverk og for noen vindkraftverk. Noen av kraftverkene er lokalisert i BKK sin egen områdekonsesjon, mens de aller fleste er i andre områdekonsesjonærers nett. Til sammen utgjør disse en ikke ubetydelig effektinstallasjon. Normalt ligger disse kraftverk 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. 24 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
Ingen ledig nettkapasitet til mer kraftproduksjon Figur 4.15: Utredningsområdet. I de skraverte områdene er det begrenset eller ingen ledig kapasitet i regionalnettet til mer kraftproduksjon. 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 hethetlig 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, Austrheim, Fedje, Osterøy og Vaksdal nord. Planlagt nettforsterkning (300 kv Modalen-Matre-Mongstad-Kollsnes) er omtalt i kapittel 6 Samnanger T1. Dette produksjonsområdet omfatter kommunene Samnanger og Kvam. (ny Samnanger T1 og ny 132 kv ledning Samnanger-Øystese) er omtalt i kapittel 6. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 25
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. Dale T11. Dette produksjonsområdet omfatter Vaksdal 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 Stasjonært energiforbruk for ulike energibærere i dagens nett Stasjonært forbruk av energi fordelt på ulike energibærere for utredningsområdet er vist i 4.16. (I begrepet stasjonært forbruk inngår ikke energi til transportformål.) Figuren viser at forbruk av elektrisitet kun utgjør omkring 50% av forbruket. Gass utgjør en betydelig andel på om lag 40%. Det meste av dette forbrukes i industrianlegget Mongstad i ulike varmeprosesser og noe på Kollsnes. Stasjonært Energiforbruk [GWh] 398 1277 Elektrisitet Olje/parafin 8375 10971 Gass Biobrensel Avfall, kull, koks 786 Figur 4.16: Stasjonært forbruk i utredningsområdet fordelt på ulike energibærere (2006). 26 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
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 Sykehus og deler av Landås med fjernvarme. I 2008 ble det levert 157 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 sentrale deler. 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 Haukeland sykehus, 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. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 27
5 Fremtidige overføringsforhold 5.1 Scenarioer for utvikling av forbruk og produksjon i perioden 2009-2025 Dette kapittelet vil se på kraftsystemet i BKK-området og Indre-Hardanger området i 2025 for 4 ulike scenarioer. En rekke usikre faktorer vil være med å påvirke hvordan kraftsystemet ser ut 16 år fram i tid: Det er planer for flere gasskraftverk, rundt 150 småkraftverk, vindparker, effektoppgradering av vannkraftverk, stor vekst i petroleumsindustrien, elektrifisering av sokkelen, landstrøm til skip osv. Hva som blir realisert vil påvirke hvilke krav som stilles til regionalnettet og hvilke tiltak som blir nødvendig. Mange av kraftprosjektene som er beskrevet forutsetter at store nettutvidelser allerede er på plass før de kan igangsettes. Store samfunnstrekk vil være viktige drivere i denne sammenhengen fordi tidshorisonten er lang og lokal utvikling i energisektoren også har påvirkning utenfor regionen. Tre drivere peker seg ut: 1. Klimatrussel. Herunder hører kunnskap om klimaendringer og hvorvidt trusselen om alvorlige konsekvenser oppfattes som reell. 2. Politisk handlekraft og samarbeid. Klarer myndighetene å få på plass effektive forordninger hvis det trengs? Blir det internasjonalt samarbeid i klimaspørsmål? 3. Økonomisk vekst. Vil vi se fortsatt økonomisk vekst og i hvilke sektorer vil den komme? Disse overordnede driverne vil gi seg utslag i mer håndgripelige effekter på regionalt nivå. Kort sammenfattet er de to viktigste forutsetningene for utviklingen av kraftsystemet i regionen: 1. Hvor kraftig økningen i lasten blir og hvor økningen kommer. De klart største endringene og dermed usikkerheten i den forbindelse er knyttet til petroleumssektoren. 28 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025
2. Utviklingen av ny produksjonskapasitet regionalt. Blir det vindkraft, oppgradering av vannkraft, gasskraft, småkraft eller ingen utbygging? Blir det eventuelt satset stort på bygging av ny fornybar kraft? På bakgrunn av dette er det laget fire scenarioer hvor de overordnede driverne trekker i forskjellig retning. Disse er: (a) forventet utvikling; (b) klimafokus; (c) næringsvekst; og (d) handlingslammelse. Scenario A: Forventet utvikling I henhold til prognose for gjennomsnittlig vekst i hele BKK-området forventes en moderat vekst i alminnelig forbruk i regionen på 0,75 % per år fram mot 2025. I tillegg kommer en planlagt utbygging av et næringsområde på Kokstad/Liland/Espehaugen/Flesland med 40 MW. Landstrøm til skip i Bergen vil komme på plass, med beregnet maksimalt effektuttak 10 MW vinterstid og 40MW sommerstid. Et Co2-renseanlegg planlegges idriftsatt på Mongstad i år 2016 (45 MW). Et industrianlegg er under utbygging på Horsøy på Askøy med effektbehov 30 MW fra år 2011. Oljeplattformen Gjøa er under bygging og den skal forsynes med landstrøm fra Mongstad fra år 2011. Effektbehovet vil være opptil 40 MW. Statoilhydro planlegger en forbruksøkning (90 MW) på Troll A plattformen på grunn av installasjon av nye kompressorer på plattformen. Uttakspunktet fra land for å forsyne disse kompressorene er ikke avklart enda. Alternativene er forsyning fra enten Kollsnes eller fra Mongstad. Bedriftene TTI og Boliden i Odda planlegger en forbruksøkning. Boliden planlegger en forbruksøkning på ca 20 MW i perioden fram til år 2015. TTI planlegger en gradvis forbruksøkning på 15 MW i årene fram til 2025. Øvrig industri i utredningsområdet forventes å ha omtrent samme forbruk som i dag. Prisen for rensing av gasskraft, og kontroversene rundt gasskraft uten rensing gjør at det ikke blir bygget mer gasskraft enn Energiverk Mongstad. Moderate støtteordninger (evt. et grønt sertifikatmarked) sørger for at ca 170 MW vindkraft bygges inn 2025. Dessuten blir en rekke planlagte småkraftverk realisert (ca 380 MW). En moderat opprusting av de større vannkraftverkene gir ca 100 MW ny effekt, og ny utbygging av stor vannkraft gir ytterligere 100 MW ny effekt. Scenario B: Klimafokus I klimafokus-scenarioet er trusselen om alvorlige konsekvenser for miljøet på grunn av klimapåvirkning høyst reell. I tillegg er den politiske handlekraften stor; offentlige støtteordninger for fornybar energi kommer på plass, og et internasjonalt marked for CO2-kvoter kommer på plass og gir høye kvotepriser. De offentlige støtteordningene kombinert med høye kvotepriser utløser fornybare kraftprosjekter innenfor småkraft og vindkraft som ikke blir realisert i de andre scenarioene. Vi forutsetter at alle planlagte og meldte anlegg blir realisert. I tillegg kan det tenkes at det bygges ut offshore vindkraft, men vi har foreløpig ikke satt noen tall på dette så langt. Denne storstilte utbyggingen av Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2009-2025 29