Kraftsystemutredning 2014-2035. Helgeland Hovedrapport. Ver. 2

Kraftsystemutredning 2014-2035 Helgeland Hovedrapport Ver. 2

Helgeland Side 3 1. INNLEDNING......... 6 1.1 Bakgrunn for utredningen...... 6 1.2 Presentasjon av HelgelandsKraft...... 6 1.3 Forkortelser......... 7 2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN NINGSPROSESSEN......... 8 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen... 8 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder... 9 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer...... 9 3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET EDNINGSARBEIDET...... 10 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet...... 10 3.1.1 NASJONALE MÅLSETNINGER... 10 3.1.2 DE NASJONALE MÅLENES BETYDNING FOR KRAFTSYSTEMET... 12 3.1.3 LOKALE MÅLSETNINGER FOR KRAFTSYSTEMET... 13 3.2 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont... 15 3.3 Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger... 16 3.3.1 TEKNISKE FORUTSETNINGER... 16 3.3.2 ØKONOMISKE FORUTSETNINGER... 17 3.3.3 MILJØMESSIGE FORUTSETNINGER... 21 4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM...... 22 4.1 Dagens anlegg......... 22 4.1.1 PRODUKSJONSANLEGG... 22 4.1.2 OVERFØRINGS- OG TRANSFORMERINGSANLEGG... 22 4.1.3 SYSTEMJORDING OG KOMPENSERING... 23 4.1.4 NETTDELING OG DRIFT... 23 4.1.5 ENERGIFLYT I VIKTIGE UTVEKSLINGSPUNKTER... 23 4.1.6 OVERFØRINGSKAPASITETER... 23 4.1.7 ALDER OG TILSTAND... 24 4.1.8 LEVERINGSPÅLITELIGHET OG FORSYNINGSSIKKERHET... 24 4.1.9 SPENNINGSKVALITET... 27 4.2 Elektrisitetsproduksjon sjon...... 34 4.2.1 HISTORISK ENERGIUTVIKLING... 34 4.2.2 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING... 34 4.3 Elektrisitetsforbruk......... 35 4.3.1 HISTORISK ENERGIUTVIKLING... 35 4.3.2 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING... 35 4.4 Andre energibærere......... 37 4.4.1 FJERNVARMENETT... 37 4.4.2 ANDRE ENERGIKILDER... 38

Helgeland Side 4 4.4.3 PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET... 39 4.5 Særegne forhold innen utredningsområdet........ 40 4.5.1 GEOGRAFISKE OG TOPOGRAFISKE FORHOLD... 40 4.5.2 STØRRE INDUSTRIKUNDER... 40 4.5.3 EIER- OG DRIFTSFORHOLD... 40 4.5.4 BEFOLKNING... 41 5 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD...... 42 5.1 Alternativer tiver for utvikling...... 42 5.1.1 PROGNOSER FOR FORBRUK... 42 5.1.2 PROGNOSER FOR PRODUKSJON... 43 5.1.3 EFFEKT- OG ENERGIBALANSER... 44 5.1.4 VURDERING AV PROGNOSER... 45 5.1.5 SCENARIER... 45 5.1.6 DRIVERE/FAKTORER FOR FRAMTIDIG UTVIKLING... 46 5.2 Nettanalyser, dagens situasjon...... 48 5.2.1 TUNGLAST... 48 5.2.2 NETTKAPASITET FOR NY PRODUKSJON... 48 5.3 Nettanalyser, framtidige situasjoner...... 49 5.3.1 GRENSEOMRÅDET HELGELAND/SALTEN (SJONA-OMRÅDET)... 49 5.3.2 LASTFLYTANALYSER, SCENARIER... 49 6 FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV... 50 6.1 Pågående arbeid (inkl. idriftsatt etter 01.01.2014)... 50 6.1.1 KORGEN TRANSFORMATORSTASJON... 50 6.1.2 DREVVATN TRANSFORMATORSTASJON, KRAFTVERKSPROSJEKTER I ELSFJORD... 50 6.1.3 NY TRANSFORMATOR I MOSJØEN TRANSFORMATORSTASJON... 51 6.1.4 132 KV-LEDNING GRYTÅGA ALSTEN: NY SJØKABEL SAMT RENOVERING... 51 6.1.5 PROSJEKT KRAFTFORSYNING SØR-HELGELAND... 52 6.1.6 OPPGRADERING/REHABILITERING AV ØVRE OG NEDRE RØSSÅGA... 54 6.1.7 KRAFTVERK UNDER BYGGING... 54 6.2 Vedtatte tiltak og anlegg som har fått innvilget konsesjon... 55 6.2.1 KRAFTUTBYGGING I TOSBOTN, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING... 55 6.2.2 OMBYGGING AV DREVVATN LEIROSEN TIL 132 KV. UTVIDELSER LEIROSEN... 57 6.2.3 STRUPEN TRANSFORMATORSTASJON... 57 6.2.4 TRÅDSKIFTE LANGVATN SVABO... 58 6.2.5 KALVVATNAN VINDKRAFTVERK... 58 6.2.6 ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK... 58 6.2.7 YTRE VIKNA VINDKRAFTVERK (NORD-TRØNDELAG) TILKNYTNING TIL KOLSVIK (HELGELAND).. 58 6.2.8 VANNKRAFTPROSJEKTER NORD FOR SJONA (MIDTRE NORDLAND)... 59 6.3 Konsesjonssøkte og meldte tiltak samt konkrete planer... 60 6.3.1 KRAFTUTBYGGING VED RØSSVATNET, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING... 60 6.3.2 TRANSFORMERING I ØVRE RØSSÅGA... 65 6.3.3 OMBYGGING AV LEIROSEN MEISFJORD TIL 132 KV. NY MEISFJORD TRANSFORMATORSTASJON 65

Helgeland Side 5 6.3.4 OMBYGGING AV KALDÅGA/DREVVATN HOLANDSVIKA MOSJØEN TIL 132 KV... 66 6.3.5 NY TRANSFORMATOR I GRYTÅGA KRAFTVERK... 67 6.3.6 OMBYGGING I LANGFJORD KRAFTVERK... 67 6.3.7 ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK... 67 6.3.8 SJONFJELLET VINDKRAFTVERK... 67 6.3.9 MOSJØEN VINDKRAFTVERK... 68 6.3.10 ØYFJELLET VINDKRAFTVERK... 68 6.3.11 KOVFJELLET VINDKRAFTVERK... 68 6.4 Prosjekter på utredningsstadiet...... 69 6.4.1 KRAFTVERKPROSJEKTER I NORD-RANA, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING... 69 6.4.2 NY FORBINDELSE FRA LANGVATN TIL SENTRALNETTET... 72 6.4.3 NY TRANSFORMATORSTASJON I SANDNESSJØEN... 72 6.4.4 RENOVERING TRONGSUNDET - SØMNA... 73 6.4.5 UTVIDELSER AV REGIONALNETTET I MOSJØEN... 73 6.4.6 NY TRANSFORMATORSTASJON I TROFORS-OMRÅDET... 73 6.4.7 FRAMTIDIG REGIONALNETTSSTRUKTUR... 74 6.4.8 ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK... 74 6.4.9 ENDRINGER HOS ALCOA MOSJØEN... 74 6.4.10 TERMISK KRAFTVERK, MO I RANA... 74 6.4.11 ELEKTRIFISERING AV OLJEINSTALLASJONER PÅ NORSK SOKKEL... 74 6.5 Sanering av bestående ende anlegg...... 75 6.5.1 SANERING AV PRODUKSJONSANLEGG... 75 6.5.2 SANERING AV NETTANLEGG... 75 7 REFERANSER......... 76 VEDLEGG: TILTAKSOVERSIKT

Helgeland Side 6 1. Innledning Kapittelet beskriver noe av bakgrunnen for utredningen og gir en kort presentasjon av HelgelandsKraft AS (HK). 1.1 Bakgrunn for utredningen Ordningen med regional kraftsystemplanlegging ble gjort gjeldende fra 1. januar 1988. Gjennom Energilovens forskrift 7 (tidl. 5) er det gitt lovhjemmel for at slik planlegging skal gjennomføres. 1. januar 2003 trådte forskrift om energiutredninger i kraft, og kraftsystemplan-begrepet ble med dette byttet ut med det nåværende kraftsystemutredning. Landet er nå delt opp i 18 utredningsområder, 17 regionale områder der det utredes for de regionale nett og ett ansvarsområde for utredning om sentralnettet; det sistnevnte er Statnett ansvarlig for. HelgelandsKraft er satt til å være ansvarlig utreder for Helgeland. Det ble utarbeidet 3 utgaver av regional kraftsystemplan for Helgeland i 1994, 1998 og ved årsskiftet 2002/2003. I perioden 2004 2012 ble det årlig utarbeidet kraftsystemutredninger. Ved ny revisjon av forskriften gjeldende fra 01.01.2013 skal kraftsystemutredningen heretter utarbeides annet hvert år, første gang i 2014. Ovennevnte innebærer at HelgelandsKraft annet hvert år skal utarbeide en oppdatert kraftsystemutredning for Helgeland. Utredningen skal oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat. Arbeidet skal utføres i samarbeid med andre konsesjonærer i utredningsområdet. En del av sakene og opplysningene som kraftsystemutredningen omtaler er unntatt offentlighet. Det er f.o.m. 2007 derfor utarbeidet to forskjellige dokumenter: En hovedrapport som er allment tilgjengelig samt en grunnlagsrapport som ikke er offentlig tilgjengelig. 1.2 Presentasjon av HelgelandsKraft HelgelandsKraft AS er pålagt å ha det overordnede ansvar for utarbeidelse og ajourhold av kraftsystemutredning for regionen Helgeland i Nordland fylke. HelgelandsKraft er et interkommunalt energiselskap som eies av følgende kommuner på Helgeland: 1 Alstahaug 6 Hemnes 11 Sømna 2 Brønnøy 7 Herøy 12 Vefsn 3 Dønna 8 Leirfjord 13 Vevelstad 4 Grane 9 Nesna 14 Vega 5 Hattfjelldal 10 Rana Konsesjonsområdet omfatter hele Helgeland unntatt kommunene Træna, Rødøy, Lurøy og deler av Bindal. Området dekker et areal på ca. 16 000 km 2.

Helgeland Side 7 HelgelandsKraft er et vertikalintegrert selskap, organisert i de tre forretningsområdene produksjon, nett og marked. Selskapet har omkring 275 årsverk. Hovedadministrasjonen ligger i Mosjøen. HKs aktivitet omfatter produksjon, transport og omsetning av energi innen konsesjonsområdet. 1.3 Forkortelser Følgende forkortelser er brukt i utredningen: AM Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen - EAM) SEfAS Sintef Energiforskning AS HK HelgelandsKraft AS ÅK Åbjørakraft, Kolsvik kraftverk Sameie mellom HK (50 %) og NTE (50 %) MIP Mo Industripark EKA EKA Chemicals Rana RG Rana Gruber NTE Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk NVE Norges Vassdrags- og Energidirektorat SK Statkraft SKS Salten Kraftsamband SN Statnett SLG Sameiet Langvatn / Gullsmedvik - eid av HK (62,5 %) og MIP (37,5 %) Nn Nordlandsnett KKI Kraftkrevende industri

Helgeland Side 8 2 Beskrivelse av utredningsprosessen Kapittelet beskriver hvem som er aktører i utredningen og hvordan denne samordnes med andre planer og utredninger. 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Følgende fem selskaper på Helgeland innehar anleggskonsesjoner på regional- eller sentralnettnivå (evt. har produksjonsanlegg som grenser til dette): 1. Statkraft (SK) 2. Statnett (SN) 3. HelgelandsKraft (HK) 4. Mo Industripark (MIP) 5. Alcoa Mosjøen (AM, tidl. Elkem Aluminium Mosjøen) I grensesnittet mot nord samarbeider HelgelandsKraft med Nordlandsnett og i grensesnittet mot sør med NTE Nett. Statkraft eier kun kraftverk samt nettanlegg direkte knyttet til kraftproduksjon. Statnett eier og driver sentralnettet i regionen. Inntil 01.01.2008 eide Statnett også en betydelig del av regionalnettet i området, det såkalte R2-nettet. 01.01.2008 ble dette nettet overdratt til HelgelandsKraft. HelgelandsKraft eier det aller meste av høyspent fordelingsnett i området og er dessuten den største regionalnettseieren. Mo Industripark eier deler av regionalnettet i Rana kommune, samt noe høyspent fordelingsnett. Alcoa Mosjøen eier regionalnettet som forsyner bedriften, samt noe høyspent fordelingsnett. Bindal Kraftlag er en annen aktør på fordelingsnettnivå i regionen. Selskapet har sin hovedadministrasjon på Terråk i Bindal kommune og har i hovedsak sine kunder i dette området. Bindal Kraftlag er forsynt fra NTE Nett sitt regionalnett. Søndre del av Bindal kommune hører inn under utredningsområde Nord-Trøndelag, mens nordre del (inkl. Kolsvik kraftverk) hører inn under utredningsområde Helgeland. Grensen mellom utredningsområdene faller sammen med grensen for Bindal Kraftlags områdekonsesjon. Fjernvarmekonsesjonærer i området er Mo Fjernvarme, Sandnessjøen Fjernvarme og Mosjøen Fjernvarme.

Helgeland Side 9 I hht. 10 i Forskrift om energiutredninger er det valgt et kraftsystemutvalg for utredningsområdet. Det nåværende kraftsystemutvalget ble valgt på regionalt kraftsystemmøte i Mosjøen 17.09.2013 og består av: Statkraft v/ Øystein Johansen Statnett (som konsesjonær) v/ Bjørn Hugo Jenssen HelgelandsKraft v/ Gisle Terray Mo Industripark v/ Bjørn Kleftås Alcoa Mosjøen v/ Steinar Ottermo Statskog v/ Per Sivertsen Etter dette er det blitt avholdt ett møte i kraftsystemutvalget, i Mosjøen 15.05.2014. Kraftsystemutvalget har for øvrig bistått utredningsansvarlig med skriftlig og muntlig informasjon i arbeidet med utredningen. Også utenom møter i kraftsystemutvalget avholder HelgelandsKraft møter med Statkraft, Statnett, Mo Industripark og Alcoa Mosjøen, for å drøfte og løse aktuelle problemstillinger. Aktørene i området er representert på følgende steder : Statnett har lokalt kontor på Bjerka, i Hemnes kommune. Statkraft har lokalt kontor i Korgen, i Hemnes kommune. Mo Industripark har hovedkontor på Mo, i Rana kommune. Alcoa Mosjøen har hovedkontor i Mosjøen, i Vefsn kommune. 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Statnett utarbeider kraftsystemutredning for sentralnettet. NTE Nett har ansvar for kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag (sør for Helgeland), mens Nordlandsnett har ansvar for kraftsystemutredning for Midtre Nordland (nord for Helgeland). HelgelandsKraft samarbeider med disse i forbindelse med utarbeiding av kraftsystemutredningen. 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer HK har utarbeidet lokale energiutredninger for alle de 14 kommunene i selskapets konsesjonsområde. Energiutredningene omhandler noe av de samme temaene som kommunenes egne energi- og klimaplaner, og de belyser planer som berører energisystemet i hver kommune. Kraftsystemutredningen baserer seg bl.a. på de lokale utredningene, og en del opplysninger og data fra disse er også presentert i kraftsystemutredningen. Nordland Fylkeskommune vedtok i 2012 en regional plan om små vannkraftverk, som gir anbefalinger angående nytteeffekter, miljø og arealbruk. Dette vil kunne legge føringer for både omfang og lokalisering av kraftproduksjon i fylket.

Helgeland Side 10 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet 3.1.1 Nasjonale målsetninger Generelt Det er tidligere formulert en del sentrale mål som gjelder utbygging av fornybar energi, og spesielt satsing på bioeenergi og fjernvarme. I den foregående regjeringens politiske plattform ( Soria Moria II, oktober 2009), ble blant annet følgende sentrale mål for energi formulert: Innføre felles sertifikatmarked med Sverige fra 1/1-2012. Regjeringen vil dessuten fremme en overgangsordning som skal sikre fortsatt utbygging av kraft fram til sertifikatordningen er på plass. Utarbeide resultatmål for Enova for støtte rettet mot energieffektivisering, varme og utprøving av umodne teknologier, samt vurdere egne resultatmål for bioenergi. Bidra til utvikling og kommersialisering av hydrogen som energibærer. Legge til rette for økt utbygging av nettkapasitet mellom landsdelene og til utlandet. Utbygging av toveiskommunikasjon mellom nettselskap og forbruker skal gi insentiver til energisparing. Utjevning av nettleien for strøm over hele landet. Lage en handlingsplan for energieffektivisering i bygg, med mål om å redusere samlet energibruk vesentlig i byggsektoren innen 2020. Legge til rette for at norsk restavfall til forbrenning i hovedsak forbrennes i Norge. At alle nye gasskraftkonsesjoner skal basere seg på rensing og deponering av CO 2 ved oppstart. Sammen med Sverige har Norge som mål å bygge ut ny elektrisitetsproduksjon basert på fornybare energikilder tilsvarende 26,4 TWh i 2020.

Helgeland Side 11 Plan- og bygningsloven Ny teknisk forskrift (TEK10) til Plan- og bygningsloven trådte i kraft 1. juli 2010 (http://www.lovdata.no/cgi-wift/ldles?doc=/sf/sf/sf-20100326-0489.html). Her heter det i 14-7: Det er ikke tillatt å installere oljekjel for fossilt brensel til grunnlast. Bygning over 500 m 2 oppvarmet BRA skal prosjekteres og utføres slik at minimum 60 % av netto varmebehov kan dekkes med annen energiforsyning enn direktevirkende elektrisitet eller fossile brensler hos sluttbruker. Bygning inntil 500 m 2 oppvarmet BRA skal prosjekteres og utføres slik at minimum 40 % av netto varmebehov kan dekkes med annen energiforsyning enn direktevirkende elektrisitet eller fossile brensler hos sluttbruker. I forskriften spesifiseres det også krav til energieffektivitet og varmetap i bygg, og det er gitt rammer for maksimalt netto energibehov for ulike kategorier av bygninger. Disse kravene er i overensstemmelse med EUs bygningsdirektiv, som ble gjort gjeldende fra og med januar 2006. Det gis offentlig støtte gjennom Enova ved utskifting av oljekjel til alternative energikilder. Både støtteordningen og forbudet mot installering av nye oljekjeler ble foreslått i den såkalte Klimameldingen (Stortingsmelding nr. 34) fra 2007. Elsertifikater Sammen med Sverige har Norge som mål å bygge ut ny elektrisitetsproduksjon basert på fornybare energikilder tilsvarende 26,4 TWh i 2020. Strømkundene finansierer ordningen gjennom at kraftleverandørene legger elsertifikatkostnaden inn i strømprisen. Ordningen innebærer at kraftprodusenter som investerer i fornybar energi, kan få elsertifikater, slik at det blir mer lønnsomt å investere i produksjonen av fornybar strøm. Dette bidrar dermed til å at målene om mer fornybar strøm kan nås. Elsertifikatkostnadene vil stige fram mot 2020, for deretter å avta til ordningen avvikles i 2035. Norge og Sverige vil utgjøre et felles elsertifikatmarked. Vern av Vefsna-vassdraget Vefsna-vassdraget ble besluttet vernet ved oppstarten av foregående regjeringsperiode. Dette innebar at planene om utbygging av selve Vefsna ble skrinlagt, men også planer om mindre kraftverk i sideelver ble lagt på is som følge av vernet. Det er nå utarbeidet en forvaltningsplan med gradering av vern med egne kriterier for behandling av vannkraftplaner.

Helgeland Side 12 3.1.2 De nasjonale målenes betydning for kraftsystemet Industrikraft Rammevilkårene for kraftkrevende industri vil være av avgjørende betydning for flere store bedrifter på Helgeland. Da disse står for mesteparten av energiforbruket i regionen, betyr dette også mye for den videre utviklingen av hele kraftsystemet. Småkraftutbygging Satsingen på små vannkraftverk ser ut til å kunne få stor betydning for kraftsystemet på Helgeland, da potensialet er stort, og mye av dette dessuten er konsentrert i noen få områder. Dette gjør at det kan bli nødvendig med bygging av 132 kv-nett med flere transformatorstasjoner. Potensiell produksjon er også så omfattende at dette, sammen med andre prosjekter (vindkraft og større vannkraftanlegg), kan medvirke til å øke flaskehalsproblematikk i regionalnettet og helt opp i sentralnettet. Fra 1/1-2010 ble 3-4 i energilovforskriften endret slik at nettselskapene pålegges å bygge ut nett for å ta imot planlagt produksjon. Dette vil kunne bidra til at nødvendige tiltak blir iverksatt på høyere nettnivåer i tilfeller der det tidligere har manglet insentiver for nettutbygging. Fjernvarme Nasjonal satsing på fjernvarme, med tilhørende støtte gjennom Enova, har vært medvirkende til utvidelser av fjernvarmeanlegg i både Mo i Rana og i Sandnessjøen, samt etablering av fjernvarmeanlegg i Mosjøen. Det forventes dessuten at de nye kravene til energikilder i teknisk forskrift til plan- og bygningsloven vil føre til en gradvis utfasing av fossile brensler som energikilde til oppvarming av bygg. Dette kan igjen gi økt tilknytning til fjernvarme. Bioenergi Det har vært liten satsing på bioenergi i landsdelen så langt, men dette kan fort endre seg. I Sverige har det vært etablert marked og infrastruktur for bioenergi i mange år, og svenske produsenter selger nå pellets via norske leverandører i Nordland. Det forventes en viss overgang til bioenergi i årene som kommer, noe som vil kunne ha betydning for utbredelse av fjernvarme samt energiforbruk i både offentlige og private bygg. Barrierer for realisering av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter Dagens rammer og reguleringer innebærer i noen tilfeller at prosjekter som ellers antas å være samfunnsøkonomisk lønnsomme, ikke blir realisert. I nåværende reguleringsmodell tas alle kostnader med i beregning av netteiers effektivitet, uavhengig av finansiering. Mens tilknytning av forbrukskunder også gir en økning i "produkt" for nettselskapet (kunder, levert energi, nettutstrekning, etc.), gir tilknytning av småkraft kun økning i kostnader, hvorav maksimalt 40 % kan tas inn gjennom økning av inntektsrammen. Resultatet er at nettselskapet får redusert sin effektivitet som følge av nettinvesteringer som gjelder småkraftutbygging. NVE har riktignok f.o.m. 2010 innført en småkraftparameter som gir nettselskapene med småkraft litt ekstra på effektivitetsmålingen i distribusjonsnettet. For regionalnettet er imidlertid rammevilkårene uendret.

Helgeland Side 13 På Helgeland er det eksempler på at omfattende småkraftutbygging kan føre til behov for investeringer i regionalnettet. Slike investeringer antas i flere tilfeller å være samfunnsøkonomisk lønsomme, og mange av de aktuelle småkraftprosjektene antas også å kunne bære nettinvesteringene og likevel være bedriftsøkonomisk lønnsomme. Men med dagens regelverk kan imidlertid ikke nettselskapene uten videre kreve anleggsbidrag for nødvendige nettforsterkninger i regionalnettet som følge av ny produksjon. Andre barrierer som kan hindre samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter er f.eks. særinteresser i visse områder, i form av spesielle miljøkrav eller hensyn til bestemte næringer. 3.1.3 Lokale målsetninger for kraftsystemet I det følgende presenteres målsetninger for HelgelandsKraft, som eier mesteparten av regionalnettet i utredningsområdet. Overordnet målsetning HelgelandsKraft har som visjon at bedriften skal være en aktiv verdiskaper for regionen. I strategisk plan for HelgelandsKraft (2011) er forretningsidéen formulert som følger: HelgelandsKraft skal skape verdier for kunder, eiere og samfunn ved på et forretningsmessig grunnlag drive og utvikle: virksomhet innen fornybar produksjon, overføring og omsetting av energi annen aktivitet med naturlig tilknytning I HelgelandsKraft gjelder bl.a. følgende mål og strategier for divisjon nett (fra strategisk plan, 2011): Driftsresultatet skal over tid være på et nivå som gir en avkastning på nettkapitalen tilsvarende NVEs referanserente. Vedlikehold og reinvesteringstiltak skal i utgangspunktet være tilstandsbasert, der HMS, ytelseskrav, myndighetspålegg og pålitelighet veid opp mot økonomi er bestemmende for hva som er god teknisk standard på de enkelte nettdeler. I prioritering av tiltak ut fra leveringspålitelighetshensyn er KILE-konsekvenser (kvalitetsjustert inntektsramme ved ikke levert energi) retningsgivende. Investeringer i kraftsystemet Mens investeringer i produksjonsanlegg ofte vil være direkte motivert av lønnsomhet, vil investeringer i nettanlegg som regel utløses av andre forhold, som leveringsplikt, kapasitetsbegrensninger, HMS, etc. Når investeringer først er nødvendige, velges imidlertid det mest kostnadsoptimale alternativet som oppfyller de aktuelle behovene. I tillegg til lønnsomhetskriterier legges det også vekt på å unngå for store svingninger i aktivitetsnivået fra år til år, av hensyn til personellsituasjonen.

Helgeland Side 14 Mål som gjelder KILE Ved planlagt arbeid skal arbeidsmetode velges slik at de totale kostnadene minimeres, der KILE for varslet avbrudd inngår. KILE for ikke-varslet avbrudd, dvs. ved driftsforstyrrelser, veies også mot kostnadene forbundet med å redusere denne, slik at de totale kostnadene blir lavest mulig. Nettilstanden skal likevel alltid tilfredsstille forskriftskrav, samt bedriftens egne minimumskrav til HMS og leveringspålitelighet. Mål som gjelder tap Forskjeller i tapskostnader blir tatt med ved sammenligning av investeringsalternativer. Man vil dessuten tilstrebe en nettdrift som gir minst mulige nettap, men også andre hensyn vil legge føringer på nettdriften. Samfunnsøkonomi ved prosjekter Ved vurdering av prosjekter benyttes normalt tapskostnadsparametre fra Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. For nett som gjelder produksjon legges imidlertid energiprisen til grunn direkte. Øvrige kostnadsfaktorer vurderes i all hovedsak bedriftsøkonomisk. Det forutsettes således at samfunnsmessige interesser ivaretas gjennom KILE-satsene.

Helgeland Side 15 3.2 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Målsettingen med utredningen er å presentere det regionale kraftsystemet på Helgeland, slik det er i dag og slik det antas å bli i framtiden. Hovedstrukturen i utredningen er basert på forslag i NVE publikasjon nr. 2 2007: Veileder for kraftsystemutredninger. Innholdet i utredningen er basert på føringer i forskrift om energiutredninger ovennevnte veiledning e-poster fra NVE i forbindelse med utredningsarbeidet veiledningsmatriale som ligger på NVEs nettsider. Utredningen skal bl.a. inneholde opplysninger om: Aktører i det regionale kraftsystemet. Kraftbalansen i regionen med oversikt og vurdering av potensielle nye prosjekter. Oversikt over dagens kraftsystem med beskrivelse av sårbarhet, reserver, kapasiteter, etc. Oversikt over planlagte prosjekter for framtidige utbygginger og forsterkninger av systemet. Innholdet i utredningen skal være et hjelpemiddel for saksbehandlere hos NVE, aktører i sentral- og regionalnett, kommuner, fylkesmann og eventuelle samarbeidspartnere til disse. Et viktig moment i dette er at utredningen skal være et hjelpemiddel for behandling av konsesjonssøknader i det regionale kraftsystemet. Målsettingen er at utredningen skal være et dynamisk dokument som skal benyttes aktivt og som skal oppdateres annet hvert år. Utredningen skal fremme planmessig og kostnadseffektiv utbygging av regionalnettet. Utredningen beskriver dagens kraftsystem og energi- og effekttilgang samt forventet framtidig kraftsystem og energi- og effektutvikling fram mot 2035. Mini-, mikro- og småkraftverk er inkludert både mht. historiske data og framtidig utvikling, selv om de ikke mater inn direkte i regionalnettet. En del av sakene og opplysningene som kraftsystemutredningen omtaler er unntatt offentlighet. Det er derfor utarbeidet to forskjellige dokumenter: En hovedrapport som er allment tilgjengelig samt en grunnlagsrapport som ikke er offentlig tilgjengelig. Utredningen skal legges til grunn og benyttes som et referansedokument når det i henhold til Energiloven skal søkes om anleggskonsesjon for elektriske anlegg i regionalnettet. HK eller andre som søker om konsesjon for elektriske anlegg i området, må vise til utarbeidet kraftsystemutredning. Søknader fra andre interessenter som ønsker konsesjon, skal forelegges HelgelandsKraft til uttalelse dette for å sikre at anlegget sees i sammenheng med det øvrige kraftsystemet.

Helgeland Side 16 3.3 Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger 3.3.1 Tekniske forutsetninger Temperaturkorrigering av last Den kraftkrevende industrien har stått for ca. 80 % av det elektriske energiforbruket i utredningsområdet den siste 10-års-perioden, og temperaturfølsomheten til denne industrien antas å være lik null. Annet energiforbruk er imidlertid temperaturkorrigert med utgangspunkt i graddagstall oppgitt hos Enova, og effektuttak i regionens tunglasttime er temperaturkorrigert ut fra tre-døgns middeltemperatur. Prognosering av last Som nevnt i kapittel 5 har vi valgt å fokusere på kombinasjoner av prognoser for kraftkrevende industri i hhv. Mo og Mosjøen. For det resterende forbruket (inkl. alminnelig forsyning) er det antatt en (svært) liten økning fram mot 2035. Under Trongsundet og særlig Alsten er det antatt en noen større økning, basert på antagelser om utvidelser hos industrien i områdene. Analyser Ved vurdering av investeringsprosjekter foretas teknisk-økonomiske beregninger som nevnt i kap. 3.3.2. Disse er bl.a. basert på lastflyt- og tapsberegninger i Netbas Maske, samt KILEberegninger i Netbas Fasit for hhv. planlagt utkobling og driftsforstyrrelse. Dimensjonerende beregninger foretas for prognosert/antatt maksimalbelastning innenfor anleggets økonomiske levetid. Tapsberegninger gjøres med utgangspunkt i typisk tunglast. Ved KILE-beregninger benyttes Fasit-simuleringer for representativ last. Lastflytanalyse i distribusjonsnett brukes også til å vurdere spenningsforhold utover i nettet. Det vil i noen tilfeller også kunne være ønskelig å foreta beregninger for å vurdere dynamiske fenomener, så som resonans, effektpendling, etc. Dette gjelder både regionalnettet og fordelingsnettet det siste særlig i forbindelse med at mange småkraftverk bidrar til å komplisere kraftsystemet, og dermed øker sannsynligheten for stabilitetsproblemer. Dynamiske analyser bestilles eksternt, da HK mangler egne rutiner og verktøy for dette.

Helgeland Side 17 Valg av tekniske løsninger og spenningsnivåer Ved investeringer i regionalnettet må de valgte alternativer være tilstrekkelig dimensjonert for den forventede lastutviklingen i løpet av anleggets økonomiske levetid, der termiske grenser og spenningsgrenser legges til grunn. På Helgeland benyttes normalt ikke overføringskabler på regionalnettsnivå, med unntak av sjøkabel i tilfeller der fjordspenn ville ha vært uøkonomisk eller vanskelig gjennomførbart. HelgelandsKraft har pr. i dag én slik sjøkabel i regionalnettet (over Ranfjorden), men i løpet av 2014 vil det etter planen bli idriftsatt to andre over Velfjorden og over Vefsnfjorden. Ved bygging av transformatorstasjoner velges transformatorytelse slik at den dekker prognosert lastutvikling i stasjonens økonomiske levetid. I stasjoner som forsyner byer, spesielt viktig last, eller der dette er lønnsomt av hensyn til KILE, utstyres stasjonen med reservetransformator. Denne skal da ha ytelse tilsvarende maksimal belastning, slik at reservekapasiteten blir fullverdig. Når innmating av produksjon er dimensjonerende for transformatoren, velges ytelse tilsvarende summen av installert effekt for kjente planlagte kraftverk i området som det anses som sannsynlig vil bli realisert. Der gamle stasjoner ikke oppfyller ovennevnte kriterier, danner de samme kriteriene grunnlag for oppgradering. Da slik oppgradering imidlertid ofte innebærer omfattende utkobling, vil det normalt bli koordinert med andre tiltak i stasjonen eller tilgrensende anlegg. Fysisk dimensjonering ivaretas gjennom gjeldende forskrifter. Forskrift om elektriske forsyningsanlegg ble fastsatt av Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) 20.desember 2005, og trådte i kraft 1. januar 2006 med hjemmel i lov 24. mai 1929 nr. 4 om tilsyn med elektriske anlegg og elektrisk utstyr. Forskriften erstatter forskrifter av 18. august 1994 for elektriske anlegg forsyningsanlegg. Formålet med forskriften er at elektriske forsyningsanlegg skal prosjekteres, utføres, driftes og vedlikeholdes slik at de ikke representerer fare for liv, helse og materielle verdier og samtidig ivaretar den funksjonen de er tiltenkt. 3.3.2 Økonomiske forutsetninger Kalkulasjonsrente Kalkulasjonsrenta består av en risikofri del pluss en risikopremie. Risikofri rente er av Finansdepartementet satt til 2 %. Det har til nå blitt benyttet en risikopremie på 2,5 % for nettvirksomheten, slik at kalkulasjonsrenta blir 4,5 %. NVE anbefaler nå at det brukes en kalkulasjonsrente på 4,0 %, og denne vil dermed bli lagt til grunn i nye analyser. Teknisk levetid, økonomisk levetid og analyseperiode Med teknisk levetid forstår vi tidsrommet fra et anlegg bygges til det ikke lenger oppfyller sin tekniske funksjon. Et anleggs økonomiske levetid betegner det tidsrommet at det ennå lønner seg å vedlikeholde anlegget, framfor å bygge nytt. Denne er vanligvis kortere enn den tekniske levetida. For kraftlinjer antar vi vanligvis en økonomisk levetid på ca. 40 år for alle komponenter unntatt trestolper. Stolpenes økonomiske levetid er vanligvis noe lenger, men denne varierer

Helgeland Side 18 nokså mye. Vi antar at den i gjennomsnitt er mer enn 50 år. Den "samlede" økonomiske levetida for kraftlinjer vil ideelt sett være lik den tida det tar før hele anlegget er skiftet ut. Utskiftingene vil vanligvis skje til ulik tid for ulike komponenttyper, og det vil typisk bli foretatt enkeltutskiftinger av komponenter etter hvert som tilstanden tilsier dette. Utskiftingssyklusen må i praksis vurderes for hvert enkelt anlegg, og baseres på registrering av tilstand. Ved nåverdiberegning for nyanlegg baseres forventede utskiftingskostnader på tidligere utskiftinger i tilsvarende anlegg. Den økonomiske levetida for stasjoner vil kunne være noe kortere enn for kraftlinjer. For investeringer i regionalnettet har det vanligvis vært brukt en analyseperiode på 30 år. NVE anbefaler nå at det brukes 40 år. Dette blir dermed lagt til grunn i nye analyser. For prosjekter med flere alternativer der disse har ulik analyseperiode eller økonomisk levetid, eller der disse er forskjøvet i tid, korrigeres det for restlevetid. Prinsipper for teknisk-økonomisk analyse Teknisk-økonomiske beregninger i HK følger prinsippene vist nedenfor. I disse inngår følsomhetsberegninger for de parametrene som kan være avgjørende for lønnsomhet eller valg av alternativ. Investeringer i kraftsystemet vil enten være motivert av antatt bedriftsøkonomisk lønnsomhet eller av et teknisk behov (ny lasttilknytning, utilstrekkelig overføringskapasitet eller reserve, spenningsproblemer, leveringssikkerhet, hensyn til HMS, etc). Hvorvidt nettinvesteringer faktisk blir gjennomført, og hvilken løsning som velges, bestemmes som følger: Man identifiserer aktuelle tiltaksalternativer som gir en akseptabel løsning på det aktuelle behovet, og som oppfyller generelle tekniske krav, samt eksterne krav (forskrifter, HMS og myndighetspålegg). Dersom det er mulig å oppfylle gjeldende krav gjennom nullalternativet (ingen investering), eller ved at investeringer utsettes, tas dette med blant de alternativene som vurderes. Det mest lønnsomme alternativet velges. Dersom ingen alternativer er lønnsomme, men tiltak er nødvendig, velges alternativet med de antatt laveste totale kostnadene. Lønnsomhetsvurderingene gjøres vha. nåverdiberegning av de totale kostnadene for hvert alternativ, innenfor en felles analyseperiode, og der det korrigeres for evt. restverdi. Følgende kostnadselementer tas med i beregningene når de er relevante: Investeringskostnader (inkl. eventuelle reinvesteringskostnader innenfor analyseperioden). Drifts- og vedlikeholdskostnader (inkl. avbruddskostnader ved planlagte tiltak). Avbruddskostnader som følge av nødvendig utkobling i byggeperioden. Avbruddskostnader pga. driftsforstyrrelser. Tapskostnader.

Helgeland Side 19 Kostnadsfaktorer Investeringskostnader Komponentpriser for regionalnett og stasjoner har vært basert på egne erfaringstall, samt innhenting av pristilbud i det enkelte tilfelle, når dette har vært tilgjengelig. De senere årene har det vært betydelig prisendringer på enkelte typer anleggsmateriell. Det er besluttet at man for distribusjonsnett bruker tall fra REN, evt. justert utfra egne erfaringstall, og innhenter oppdaterte kostnadstall i hvert tilfelle når dette antas nødvendig. Evt. KILE-kostnader ved planlagt utkobling beregnes vha. Netbas Fasit (som igjen baserer seg på FASIT kravspesifikasjon) for det aktuelle anlegget, basert på forventet lastuttak på det tidspunktet bygging planlegges gjennomført. Drifts- og vedlikeholdskostnader for kraftlinjer Med drifts- og vedlikeholdskostnader for kraftlinjer forstår vi kostnader for forebyggende vedlikehold (inkl. enkeltutskiftinger av komponenter), samt befaring, tilstandskontroll, skogrydding, fjerning av snø og is, etc. Komponentutskifting skjer på bakgrunn av tilstandsvurdinger og vil enten foregå som utskifting av enkeltkomponenter eller ved at mange komponenter av en bestemt type skiftes ut for lengre strekninger av gangen. I HK utføres vedlikehold av linjer i utgangspunktet tilstandsbasert. I distribusjonsnett tilsier dette for det meste enkeltutskiftinger. Mer systematisk utskifting foretas imidlertid også, særlig for linetråd, der man enten skifter for hele linjer eller større deler av linjer. Avhengig av omfang vil mer omfattende og systematiske utskiftinger kunne behandles som reinvestering istedenfor drifts- og vedlikeholdskostnader. I de fleste beregninger antas drifts- og vedlikeholdskostnader å utgjøre en fast prosentandel av nettanleggets nyverdi. I HK brukes 1 2 % for nye linjer, og 2 4 % for gamle linjer, noe avhengig av terreng, klima og teknisk løsning. Ved mer detaljerte nåverdiberegninger antas en gjennomsnittlig utskiftingssyklus for henholdsvis linetråd, master, traverser og de øvrige komponentene (samlet). Med utskiftingssyklus menes her den tida det tar før alle komponentene av en type er skiftet ut med nye. Ideelt sett vil denne være identisk med komponentens økonomiske levetid. Ved enkeltutskiftinger fordeles disse kostnadene pr. år, ut fra antatt utskiftingstakt. Arbeidskostnader og andre kostnader forbundet med utskifting, baseres på HKs egne historiske kostnader for linjer av aktuelt spenningsnivå, terrengtype og alder. Drifts- og vedlikeholdskostnader for stasjoner I stasjoner er vedlikehold normalt tidsstyrt, med regelmessige sjekkrunder og utskiftinger. Dette gjør drifts- og vedlikeholdskostnadene mer homogene enn for linjer, og vi benytter derfor forenklede beregninger, der årlig vedlikeholdskostnad vanligvis utgjør en prosentandel på 1 2 % av stasjonens nyverdi.

Helgeland Side 20 Andre drifts- og vedlikeholdskostnader Vi ser vanligvis bort fra evt. forebyggende vedlikehold av kabler i jord, og antar alle tiltak som en del av feilkostnadene. For sjøkabler og lange luftlinjespenn over fjorder er vedlikeholdskostnadene svært usikre, og de må derfor behandles spesielt i hvert enkelt tilfelle. Tapskostnader Tapskostnader for nettanlegg beregnes normalt etter formelverk og koeffisienter presentert i Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett, unntatt for nett som gjelder produksjon, hvor energi-pris legges til grunn direkte. For regionalnett vurderes brukstid for tap for hvert enkelt prosjekt, ut fra lastsammensetning og sammenlagring. For nett som gjelder ren produksjon legges varighetskurver fra aktuelt nedslagsfelt til grunn. Avbruddskostnader I HelgelandsKraft anses avbruddskostnader pr. i dag å være identisk med KILE-kostnader (for hhv. planlagt eller ikke-planlagt avbrudd). Vi forutsetter at KILE-satsene gjenspeiler de samfunnsøkonomiske avbruddskostnadene. Vi antar at dette er en rimelig tilnærming på regionalnettsnivå, da den underliggende kundemassen er stor. Vi har for øvrig ingen annen metode for å beregne samfunnsøkonomiske avbruddskostnader enn KILE. Det foreligger ingen individuelle avtaler om avbruddskostnader i forsyningsområdet. Der lokal feilstatistikk anses som god nok, brukes denne. For øvrig brukes landsstatistikk, evt. justert for tilstand. Reparasjonskostnader Med reparasjonskostnader menes de kostnadene forbundet med feilretting som ikke er avbruddskostnader, dvs. personalkostnader, materiell, transport, etc. Disse baseres på egne historiske kostnader for tilsvarende anlegg. Flaskehalskostnader Med dette forstås kostnader som skyldes at kapasitetsbegrensninger hindrer en samfunnsøkonomisk optimal energiflyt. Slike kostnader vil gjøre seg gjeldende både hos produsenter og forbrukere. Da kapasitetsbegrensninger i regionalnettet hittil i liten grad har ført til restriksjoner mhp. produksjon, har HelgelandsKraft pr. idag ikke rutiner for beregning av flaskehalskostnader.

Helgeland Side 21 3.3.3 Miljømessige forutsetninger HelgelandsKraft har formulert bl.a. følgende mål og forutsetninger angående miljø (strategisk plan, rev. 2011): Våre aktiviteter, produkter og tjenester skal miljøstyres ihht. NS-ISO 14001. Vi skal ikke ha miljøbrudd som konsekvens av vår egen aktivitet All vår aktivitet skal foregå ut fra miljøhensyn og hvor en føre var-holdning skal legges til grunn mht framtidige miljøkrav. Fokus skal settes på vassdragsinngrep, visuelle/estetiske konsekvenser, avfallshåndtering, forurensing og energiforbruk.

Helgeland Side 22 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem 4.1 Dagens anlegg 4.1.1 Produksjonsanlegg Eksisterende anlegg Det er 11 større kraftverk i utredningsområdet. I tillegg er det 7 små kraftverk i området, hvorav 5 eies av (HelgelandsKraft og 2 av Statkraft. Pr. 01.01.2014 var dessuten 34 andre små-, mini- og mikrokraftverk i drift i området, i regi av private utbyggere. Samlet installert effekt for disse er på 51 MW, med en forventet årsproduksjon på 210 GWh. Ved årsskiftet 2013/2014 var total installert effekt i kraftverkene i området 1360 MW. Forventet årsproduksjon fra kraftverkene (offisielle tall) er på 6509 GWh. Gjennomsnittlig årsproduksjon 2004-2013 var på 6564 GWh. Utredningsansvarlig vurderer forventet årsproduksjon med dagens kraftverk til å være på drøyt 6700 GWh. Endringer i 2012 og 2013 I 2012 og 2013 ble det idriftsatt 6 kraftverk i utredningsområdet; det største hadde en installert effekt på 5 MW. 4.1.2 Overførings- og transformeringsanlegg Regionalnettet på Helgeland består foruten transformatorstasjoner av 132 kv- og 66 kvnett. Mesteparten av regionalnettet er eid av HelgelandsKraft. Mo Industripark og Alcoa Mosjøen eier også enkelte regionalnettsanlegg. Spenningsnivåene i regionalnettet er et resultat av historisk utvikling, og anleggene er preget av de løsninger som var standard idet de ble bygd. Dette har medført at det meste av nettet har spenningsnivå 132 kv, mens enkelte eldre deler har spenningsnivå 66 kv. Det meste av det høyspente fordelingsnettet drives med 22 kv spenningsnivå, men deler av kabelnettet i Mo, Mosjøen og Sandnessjøen drives med 11 kv spenningsnivå. Enkelte luftlinjer - blant annet en del lange radialer i ytre strøk driftes også med 11 kv. I alt er det ca. 44 000 nett-abonnement i utredningsområdet. Tabell 4.1 viser antall km ledning pr. spenningsnivå for regionalnettet i utredningsområdet.

Helgeland Side 23 Spenningsnivå Antall km %-andel Aldersfordeling Gj.sn. byggeår 66 103,1 16,62 1952 2003 1960 132 517,2 83,35 1955 2003 1969 300 0,2 0,03 1970 1996 1983 Tabell 4.1: : Antall km ledning pr spenningsnivå for regionalnettet på Helgeland (inkl. 132 kv-nett uten inntektsramme). Aldersfordelingen i tabell 4.2 viser til byggeår og tar ikke hensyn til eventuelle utskiftinger/ renoveringer i ettertid. Nylige endringer Av større endriner i regionalnettet siden forrige utgave av kraftsystemutredningen kan nevnes idriftsettelsen av Lande transformatorstasjon i Brønnøy sent i 2013. Denne sørger for nettilknytning for et allerede idriftsatt kraftverk samt mulige nye kraftverk i området. Videre ble Korgen transformatorstasjon idriftsatt like etter nyttår 2014. Denne stasjonen kan sees i sammenheng med oppgraderingen av Nedre Røssåga kraftverk som for tiden pågår. 4.1.3 Systemjording og kompensering Regionalnettet på Helgeland drives dels med isolert nullpunkt, dels med spolejording. Dette er omtalt nærmere i grunnlagsrapporten [3]. 4.1.4 Nettdeling og drift Ut fra delingspunkter i nettet deles regionalnettet inn i ulike nettdeler. Dette er nærmere omtalt i grunnlagsrapporten [3]. 4.1.5 Energiflyt i viktige utvekslingspunkter Det foretas målinger av energiflyten i utvekslingspunkter i regionalnettet, herunder lastuttak for kraftkrevende industri. Varighetskurver for noen av disse er vist i grunnlagsrapporten [3]. 4.1.6 Overføringskapasiteter Overføringskapasiteten er god i mesteparten av regionalnettet på Helgeland, men det kan oppstå flaskehalser i enkelte driftssituasjoner. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten [3].

Helgeland Side 24 4.1.7 Alder og tilstand 66 kv-nettet på Helgeland er stort sett bygd på 50-tallet. 132 kv-nettet er av nyere dato. De senere årene har det vært foretatt betydelige utskiftinger i nettet. Dette er beskrevet i grunnlagsrapporten [3]. 4.1.8 Leveringspålitelighet og forsyningssikkerhet Definisjoner I utredningen har vi lagt følgende meningsinnhold i begrepene knyttet til leveringskvalitet og forsyningssikkerhet: Forsyningssikkerhet: Evne til å dekke opp energibehov, forutsatt en normal driftssituasjon. Leveringspålitelighet: Evne til å tilfredsstille kravene til forsyning av effekt. Leveringspåliteligheten har med avbruddsforholdene å gjøre, dvs. antall avbrudd, varigheten av avbrudd og mengde ikke-levert energi (ILE). Spenningskvalitet: Begrepet omfatter forskjellige kvalitetsegenskaper ved spenningen, så som effektivverdi, frekvens, dip, flimmer, osv. Dette er beskrevet i kapittel 4.1.9. Leveringskvalitet er et samlebegrep for "leveringspålitelighet" og "spenningskvalitet". Forsyningssikkerhet Forsyningssikkerheten for regionen betraktes som god. I en normal driftssituasjon er det ingen problemer med å dekke energietterspørselen i området. Leveringspålitelighet Også leveringspåliteligheten betraktes som god. Sentralnettet går rett gjennom regionen og danner en indre del av en ringforbindelse, mens regionalnettet danner en ytre del. De to største tettstedene Mosjøen og Mo har sin forsyning fra sentralnett, mens de noe mindre tettstedene Nesna, Sandnessjøen og Brønnøysund blir forsynt fra regionalnettet. 9 av 23 innmatingspunkter til distribusjonsnettet mangler fullverdig reserverforsyning (såkalt N-1) hele eller deler av året. For 2 av disse gjelder dette hele året, for de øvrige 7 er situasjonen slik at de har fullverdig reserve i størrelsesorden 1/3 2/3 av året. For samtlige 9 punkter er det vurdert at det ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt å foreta investering som resulterer i fullverdig reserveforsyning hele året. Med fullverdig reserveforsyning menes i denne sammenheng at samtlige kunder får strømmen tilbake innen en time dersom innmatingspunktet mister forsyningen. Tabell 4.2 viser historisk forekomst av ikke-levert energi (ILE) forårsaket av hendelser i sentral- og regionalnett for 2003 2013. T.o.m. 2008 vises kun verdier for langvarige avbrudd (dvs. med varighet over 3 minutter). F.o.m. 2009 er også kortvarige avbrudd inkludert. Denne endringen samsvarer med innføringen av KILE for kortvarige avbrudd, som altså trådte i

Helgeland Side 25 kraft f.o.m. 2009. Forskjellen i ILE-verdier er imidlertid minimal mht. om man inkluderer kortvarige avbrudd eller ikke. ILEn er fordelt på nettnivå (dvs. forårsaket av sentralnett eller regionalnett) og kundegruppe, sistnevnte i hht. inndelingen av KILE-satser som trådte i kraft f.o.m. 2003. Forårsaket av sentralnett: Kundegruppe 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Industri 0,04 5,95 0,26 0,00 0,00 0,30 0,43 0,38 0,42 6,07 0,50 Handel og tjenester 0,21 3,45 0,75 0,00 0,00 0,14 0,29 0,18 0,36 2,17 1,38 Jordbruk 0,03 0,35 0,07 0,00 0,00 0,011 0,06 0,05 0,08 0,48 0,19 Offentlig virksomhet 0,12 3,22 0,38 0,00 0,00 0,12 0,25 0,21 0,30 3,01 1,35 Husholdning 0,76 11,41 0,92 0,00 0,00 0,56 1,09 0,69 1,22 8,26 3,34 Treforedling og kraftint. ind. 217,50 502,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 113,24 0,000 0,000 Sum sentralnett 218,66 526,99 2,38 0,00 0,00 1,13 2,12 1,51 115,63 19,99 6,74 Forårsaket av regionalnett: Kundegruppe 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Industri 8,19 0,89 1,08 9,09 1,66 0,21 0,20 1,45 5,43 0,78 1,14 Handel og tjenester 48,75 6,50 11,83 30,93 6,33 0,60 0,38 3,72 9,71 2,22 6,46 Jordbruk 4,01 0,38 0,50 3,31 0,31 0,05 0,11 0,35 1,46 0,49 1,20 Offentlig virksomhet 23,50 2,40 6,87 15,87 4,58 0,55 0,37 3,56 6,24 1,68 4,82 Husholdning 180,86 16,35 30,09 117,24 17,58 2,71 1,57 11,98 33,65 5,71 21,07 Treforedling og kraftint. ind. 56,60 150,26 0,00 0,00 0,00 247,31 0,00 0,00 2,88 106,15 0,00 Sum regionalnett 321,9 176,8 50,4 176,4 30,5 251,4 2,6 21,1 59,4 117,0 34,7 Sum sentral- og regionalnett 540,6 703,8 52,7 176,4 30,5 252,6 4,7 22,6 175,0 137,0 41,4 Kommentarer til tabell 4.2: Tabell 4.2: : Oversikt over ILE (MWh) på Helgeland H forårsaket av regionalnett og sentralnett, fordelt på kundegrupper På Helgeland er det to spesielt store industribedrifter Alcoa Mosjøen (Elkem før 01.04.2009) og Mo Industripark. Når disse rammes av avbrudd, vil det gi stort utslag på ILEtabellen. For 2003 kan spesielt følgende nevnes mht. Elkem: Driftforstyrrelse i sentralnettet 10.12. medførte ILE på 212,5 MWh, og driftsforstyrrelse i regionalnettet 04.04. medførte ILE på 56,6 MWh (begge deler altså for Elkem). Også i 2004 hadde bedriften relativt stor ILE: Sentralnetts-utfall 11.01. medførte ILE på 502,6 MWh, mens fire regionalnetts-utfall resulterte i en ILE på 150,26 MWh. I 2006, 2007, 2009, 2010 og 2013 var det ingen hendelser i regional- eller sentralnett på Helgeland som forårsaket avbrudd i hovedforsyningene til Elkem/Alcoa eller Mo Industripark. I 2008 fikk Elkem et utfall 25.12. på 247,3 MWh. I 2011 hadde Mo Industripark 2 utfall forårsaket av sentralnett (08.06. og 30.11.) på til sammen 113,2 MWh, og i 2012 hadde de 2 utfall forårsaket av regionalnett på til sammen 106 MWh.

Helgeland Side 26 HelgelandsKrafts regionalnett hadde spesielt stor ILE i 2003 (265 MWh) og relativt stor ILE i 2006 (172 MWh). Storm på sør-helgeland 15.01.2003 medførte ILE på 205 MWh, mens uvær 05.12.2003 medførte ILE på 44 MWh. 22.01.2006 i etterkant av stormen Narve var det et utfall på sør-helgeland som resulterte i ILE på 69 MWh. Årsaken var høyst sannsynlig salting. 01.06.2006 forårsaket et varslet avbrudd ved Alsten transformatorstasjon (om natten) en ILE på 85 MWh. I 2011 var total ILE forårsaket av HelgelandsKraft sitt regionalnett på 59,4 MWh, hvorav 38,3 MWh skyldtes hendelse på Sør-Helgeland 04.06. Øvrige år har HelgelandsKrafts regionalnett hatt en ILE på under 40 MWh (både i 2007, 2008 og 2009 var den på under 3 MWh). For de fleste av årene 2003 2013 har ikke-varslede avbrudd (forårsaket av regional- eller sentralnett) stått for langt større ILE enn varslede avbrudd. Unntaket er 2006 (48 % av ILEn skyldtes varslede avbrudd). I hvert av årene 2003 2005 samt 2007-2013 har ikke-varslede avbrudd stått for 94 100 % av all ILE som er forårsaket av regional- og sentralnett. Feilstatistikk Det er ikke utarbeidet noen egen feilstatistikk for hovedkomponenter i regionalnettet på Helgeland. Ved teknisk-økonomisk planlegging benyttes derfor Statnetts årsstatistikk over driftsforstyrrelser i det norske 33 420 kv-nettet, eventuelt i kombinasjon med SINTEF Energiforsknings planleggingsbok for kraftnett (del III, kap. 6). I Statnetts årsstatistikk inngår bl.a. gjennomsnitt av feilfrekvenser over flere år for utvalgte komponenttyper. Utdrag av dette, hentet fra årsstatistikken for 2005, er presentert i tabell 4.3. Forbigående feil Varige feil Alle feil Kraftledning 132 kv 0,93 0,19 1,13 Kabler 132 kv 0,05 1,74 1,79 Krafttransformator 132 kv primærside 0,27 0,36 0,64 Tabell 4.3.. Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for Norge 1996 2005, hentet fra Statnetts årsstatistikk 2005 (kap. 3.1.1-3.1.3). I tabell 4.4 er gjennomsnittet for 2008-2012 presentert, basert på Statnetts årsstatistikk for 2012. Alle feil Kraftledning 132 kv 0,71 Kabler 132 kv 1,09 Krafttransformator 132 kv primærside Tabell 4.4.. Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) gsdeler) og år, gjennomsnitt for Norge 2008 2012, hentet fra Statnetts årsstatistikk 2012 (kap. 3.1-3.3). 1,00

Helgeland Side 27 4.1.9 Spenningskvalitet Elektrisitetsnettet på Helgeland har vært beheftet med til dels dårlig spenningskvalitet siden midten av 80-tallet, men forholdene for sluttbrukerne har bedret seg de siste årene. Under følger en presentasjon av de viktigste problemstillingene. Underharmoniske ("flimmer"/"flicker") pga. stålovn på Mo Disse spenningsvariasjonene har representert en alvorlig og langvarig ulempe. Problemet har rammet alle nettnivå i området, og kan merkes i store deler av Nordland og også i Sverige når det er som verst. Spenningsvariasjonene er forårsaket av lysbue-stålovnen på 75 MVA i Mo Industripark. Sluttbrukerne på Helgeland har imidlertid ikke opplevd like store problemer de siste årene som tidligere; dette skyldes i hovedsak to forhold driftskobling i Svabo som Statnett innførte i 2002 (stålovnen ble separert fra annen last i området) samt forvarming av stålet som ble innført omkring 2008. Ovnen ble satt i drift i 1986, og helt fra oppstarten av kom det klager på flimmer. Et SVCanlegg som bidrar til å redusere flimmer var i drift i flere år, men det havarerte. Forholdet ble forsterket ved at den nærmeste kraftproduksjonen ble disponert etter andre kriterier enn det lokale forbruket. Flimmernivå, -forekomst og -utbredelse i nettet ble kartlagt ved registreringer som MIP og Statnett gjennomførte i perioden sommeren 1995 til våren 1997. I perioder med lav kortslutningsytelse i området var flimmernivået tidvis over anbefalte grenseverdier. I desember 2000 ble ny driftskobling i Svabo og Nedre Røssåga iverksatt for å forsøke å dempe flimmernivået, og høsten 2002 ble nåværende driftskobling iverksatt. Flimmernivået ble med dette redusert, men nivået var likevel til tider over grenseverdien til Europanormen EN50160. Våren 2004 var nivået på nytt høyt, mest sannsynlig pga. revisjon i Rana kraftverk. Statnett foretok målinger på 132 kv-nivå i Mosjøen sekundærstasjon uke 8 14. Målingene viste at grenseverdiene i Europanormen ble overskredet mye av tiden. I juli og august 2004 ble samleskinnene i Svabo lagt sammen på grunn av ombygginger i Rana kraftverk. HK målte flimmernivået i forbindelse med denne driftssituasjonen. Figur 4.1 viser PLT målt i Gullsmedvik i begynnelsen av august da stålovnen startet opp etter fellesferien.