Teknisk og økonomisk vurdering

NVE har gjennomført en teknisk-økonomisk analyse av det omsøkte tiltaket som inkluderer både prissatte og ikke-prissatte virkninger. Virkninger for areal- og miljø er ikke med. Disse virkningene vurderes i kapitel 3.4-3.10 I konklusjonen i kapittel 4 avveies alle identifiserte prissatte og ikke-prissatte virkninger i en vurdering av samfunnsmessig rasjonalitet.

Kostnadsoverslagene er basert på SFE Netts kostnadsoverslag, mens tapsberegninger er utført med NVEs egne analyseverktøy. NVEs langsiktige prisbaner er benyttet for å estimere nytten av ny produksjon, i tillegg til en el-sertifikatpris på 15 øre/kWh. Det er benyttet en kalkulasjonsrente på 4 % for nett, 6 % for produksjon, og en analysehorisont på 40 år.

Vurdering av utbyggingsalternativer

SFE Nett har vurdert fire alternative systemløsninger i søknaden:

 Systemløsning 0: Ingen tiltak, opprettholde nettet slik det er i dag med nødvendige reinvesteringer etter utgått levetid.

 Systemløsning 1: Nytt 132 kV-nett fra Tomasgard (omsøkt løsning). Kostnad ca. 41 mill.kr.

 Systemløsning 2: Nytt 132 kV-nett fra Stranda transformatorstasjon til Hellesylt. Kostnad ca.

80 mill.kr.

 Systemløsning 3: Kun skifte ut transformator og øke transformeringsytelsen i Tomasgard stasjon. Kostnad ca. 4,2 mill.kr.

Ifølge SFE Nett er det kun alternativ 1 og 2 som gjør det driftsmessig forsvarlig å tilknytte den omsøkte kraftproduksjonen. Alternativ 3 er kun et alternativ dersom bare deler av den omsøkte produksjonen bygges ut. Alternativ 1 er den systemløsningen SFE Nett har søkt om i

konsesjonssøknaden.

I den teknisk-økonomiske analysen har NVE lagt til grunn tre utbyggingsalternativer som

overensstemmer med systemløsningene 0, 1 og 3. NVE har ikke vurdert systemløsning 2 siden denne er vesentlig dyrere enn de øvrige løsningene.

Følgende utbyggingsalternativer tas dermed med videre i analysen:

 Alternativ 0: Ingen tiltak

 Alternativ 1: Utbygging av omsøkt nettanlegg med tre ulike scenarier:

o 1-a Alle omsøkte kraftverk bygges ut, totalt 12,3 MW (Hauge, Langedalselva, Røyrhus)

o 1-b Kun 8,4 MW ny produksjon bygges ut (Langedalselva og Røyrhus) o 1-c Kun 5,9 MW ny produksjon bygges ut (Hauge og Røyrhus)

 Alternativ 3: Utskifting av transformator i Tomasgard og nødvendig oppgradering av 22 kV-distribusjonsnett mellom Tomasgard og Hellesylt/Sunnylven-området. Kun inntil 5,9 MW (Hauge og Røyrhus) ny produksjon bygges ut.

Et scenario der Langedalselva og Hauge bygges ut er ikke tatt med, siden Hauge er et vesentlig større kraftverk enn Røyrhus og derfor har en høyere nåverdi.

Prissatte virkninger

I analysen har NVE satt de prissatte virkningene for alternativ 0 lik null. Alternativ 0 blir da et referansealternativ hvor vi ser på endringen av de prissatte virkningene i de øvrige

utbyggingsalternativene i forhold til alternativ 0. Dette vil imidlertid ikke si at alternativ 0 ikke har

noen prissatte virkninger siden det med tiden må reinvesteres i eksisterende 22 kV-nett og det påbeløper drift- og vedlikeholdskostnader for at nettet kan opprettholde slik det er i dag.

For alternativ 1 overensstemmer SFE Netts anslåtte investeringskostnader med NVEs egne kostnadsoverslag. Total investeringskostnad er beregnet til 34 mill. kr i tillegg til 6,6 mill. kr i administrasjonskostnader, totalt 40–41 mill. kr. Det er antatt en årlig drift- og vedlikeholdskostnad på 1,5 % av investeringskostnaden. Dette utgjør ca. 10 mill. kr totalt over anleggets levetid. SFE Netts kostnadsoverslag viser at alternativ B-1-f er ca. 20 % billigere enn B-1-c. B-1-f er anslått å koste ca.

12,9 mill. kr, mens alternativ B-1-c beløper seg til ca. 15 mill. kr.

NVE har beregnet at tapene i dagens distribusjonsnett er rundt 2500 MWh/år, og at dette reduseres til 200 MWh/år med det nye anlegget, gitt at det ikke kommer ny produksjon. En reduksjon på 2300 MWh/år tilsvarer rundt 12 mill. kr i nåverdi med en gjennomsnittlig kraftpris på 25 øre/kWh. Hvis 12,3 MW ny produksjon blir realisert, blir tapsreduksjonen noe lavere med 2000 MWh/år. Nåverdien av denne tapsreduksjonen blir ca. 10 mill. kr.

Når det gjelder alternativ 3 viser NVEs beregninger at investeringskostnaden i distribusjonsnettet og økning av transformeringsytelse i Tomasgard vil ligge på ca. 17 mill. kr. Drift- og

vedlikeholdskostnader kommer på ca. 4 mill. kr. Overføringstapene blir imidlertid høyere enn i 0-alternativet og har en nåverdi på ca. 5 mill. kr/år.

Nåverdien av ny produksjon er beregnet med utgangspunkt i forventet inntekt fra småkraftverkene fratrukket investeringskostnader oppgitt i konsesjonssøknadene på totalt ca. 140 mill. kr og estimerte vedlikeholdskostnader på 7 øre/kWh.

Ved å bruke tre prisbaner for fremtidig kraftpris finner NVE at netto nåverdi av småkraftverkene vil ligge på ca. -1 mill. kr gitt en lav prisbane, ca. 22 mill. kr med en basis prisbane, og 76 mill. kr når en høy prisbane legges til grunn.

Ikke-prissatte virkninger

Det omsøkte tiltaket kan legge til rette for økt forbruk i Hellesylt, f.eks. i forbindelse med bygging av landstrømanlegg. Landstrøm i Hellesylt vil gi en positiv miljøvirkning med tanke på reduksjon av CO2-utslipp og lokale partikkelutslipp. Verdien av dette er ikke tallfestet fordi det er usikkert om landstrømanlegget vil bli realisert.

I søknaden skriver SFE Nett at Stranda mangler N-1 etter omkobling ved kritiske feiltilfeller i ca. 20

% av året. 22 kV-forbindelsen fra Tomasgard via Hellesylt inngår som en del av reserveforsyningen til Stranda. Det omsøkte tiltaket gir ikke vesentlige endringer i avbruddskostnader i Hellesylt, men Mørenett skriver i sin uttalelse at ny transformator i Tryggestad vil kunne øke reserven til Stranda med ca. 5 MW.

Totalvurdering

NVE har utført en teknisk-økonomisk analyse av det omsøkte nettanlegget og planlagt ny konsesjonsgitt kraftproduksjon, dvs. Røyrhus, Langedalselva og Hauge kraftverk. Analysen er oppsummert i Tabell 3.

Nettalternativ Alternativ 0 Alternativ 1 Alternativ 3

Utbygging Ingen

Tabell 3: Samfunnsøkonomisk vurdering av alternativene med basispris-scenario for fremtidig kraftpris

I et basisprisscenario for fremtidig kraftpris viser NVEs analyse at det sannsynligvis ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt å bygge det omsøkte nettanlegget ved realisering av de tre

kraftverkene. I basisprisscenarioet resulterer utbyggingene i en kostnad med en nåverdi på ca. 19 mill.

kr.

I et høyprisscenario er tiltaket teknisk-økonomisk lønnsomt dersom de tre kraftverkene bygges, siden nytten fra kraftproduksjonen øker fra 22 til 76 mill. kr, og verdien av tapsreduksjonen øker fra 10 til 15 mill. kr. Da vil utbyggingene gi en samfunnsøkonomisk nytte med en nåverdi på ca. 40 mill. kr.

NVE har sammenlignet den teknisk-økonomisk lønnsomheten av nettanlegget og konsesjonsgitte kraftverk med den teknisk-økonomiske lønnsomheten til samtlige konsesjonsgitte, ikke utbygde vind- og vannkraftprosjekter i Norge per 1. kvartal 2016. NVE vurderer at tiltakene har en kostnad som ligger nær gjennomsnittet sammenlignet med de vind- og småkraftprosjektene som har endelig konsesjon.

Den teknisk-økonomiske lønnsomheten av det omsøkte nettanlegget er avhengig av hvor mye småkraft som bygges ut i Hellesylt-området. Ved en lavere utbygging av småkraftverk vil energikostnaden til småkraftverkene inkludert nettkostnader (LCOE) øke og lønnsomheten vil reduseres.

Den teknisk-økonomiske analysen viser at kostnaden øker fra 38 til 45 øre/kWh dersom Langedalselva kraftverk ikke realiseres (1-c). I dette tilfellet er det lite sannsynlig at nettiltaket vil være

teknisk-økonomisk lønnsomt, selv i et høyprisscenario. Sammenligningen med konsesjonsgitte prosjekter viser dessuten at dersom kun Hauge og Røyrhus kraftverk realiseres sammen med det omsøkte nettanlegget, så vil lønnsomheten være blant de 20 % dårligste prosjektene i NVEs sammenligningsgrunnlag. I dette tilfellet viser NVEs beregninger at en oppgradering i distribusjonsnettet (alternativ 3) vil ha lavere kostnader (41 øre/kWh).

Hvis Langedalselva og Røyrhus (1-b) realiseres sammen med det omsøkte nettanlegget, vil kostnadene per utbygd kWh ligge på 41 øre/kWh, og være rimeligere enn de 20% dårligste prosjektene i NVEs sammenligningsgrunnlag. De ikke-prissatte virkningene gjør at dette alternativet er vurdert som en bedre løsning enn alternativ 3.

NVE mener at grensen for minstevolum som sikrer at nettiltaket er teknisk-økonomisk lønnsomt bør ligge på 8,4 MW, som innebærer at Langedalselva kraftverk og enten Hauge eller Røyrhus kraftverk blir bygget. Ved mindre utbygging av småkraftverk, bør det utredes en nettløsning med oppgradering av overføringskapasitet i eksisterende 22 kV-nett mellom Tomasgard og Hellesylt.

SFE Nett skriver i søknaden at det nye nettanlegget sannsynligvis vil defineres som

produksjonsrelatert nett, noe som innebærer at eksisterende og nye produsenter må betale mesteparten av utbyggingen gjennom en høyere tariff. Likevel er den teknisk-økonomiske lønnsomheten såpass avhengig av småkraftutbyggingen at det bør stilles krav om et minste utbyggingsvolum som sikrer nytten i prosjektet.

NVE mener at det bør settes vilkår om at minst 8,4 MW kraftproduksjon må bygges ut før det omsøkte nettanlegget kan realiseres. Dersom kraftutbyggingen blir mindre enn 8,4 MW, bør det utredes om en oppgradering av distribusjonsnettet er en billigere løsning for å tilknytte produksjonen. Dersom dette ikke vurderes som samfunnsøkonomisk lønnsomt, bør konsesjonæren vurdere om det er grunnlag for å søke fritak fra tilknytningsplikten i medhold av energilovforskriften § 3-4 femte ledd. Ved større endringer i forutsetninger, f. eks økt forbruk i området, kan NVE endre kravet om minstevolum.

Overliggende nett

Tomasgard ligger normalt tilkoblet nettet under Leivdal transformatorstasjon. SFE Nett oppgir at ledningsnettet fra Tomasgard fram til Leivdal og transformatorkapasiteten i Leivdal kan være begrensende hvis det bygges ut mye ny kraftproduksjon i Sunnylven-området. På kort sikt kan denne flaskehalsen forebygges ved å endre delingspunkt i overliggende regionalnett og/eller utvide

transformatorkapasiteten gjennom bruk av forsert transformatorkjøling. På lang sikt er det behov for å skifte ut den eldste ledningsseksjonen mellom Tomasgard og Leivdal med høyere ledningstverrsnitt, samt å gjennomføre tiltak for å avlaste eller bedre kapasiteten i transformatoren i Leivdal. Ifølge SFE Nett utredes dette uavhengig av videre kraftutbygging i Hellesylt.

Statnett har bygget den nye 420 kV-ledningen Ørskog–Sogndal. Denne ledningen er en forutsetning for tilknytte ny produksjon i Sunnylven-området.

Å bygge 66 (132) kV-ledningen på felles masterekke med eksisterende 22 kV-ledning mellom Tomasgard og Støverstein gjør imidlertid feilretting på ledningen noe mer komplisert.

Forsyningssikkerheten reduseres noe sammenlignet med å bygge 66 (132) kV-ledningen på separat masterekke. Likevel mener NVE at dette er en fornuftig løsning å utnytte tokursmastene mellom Tomasgard og Støverstein. Dette reduserer investeringskostnaden betraktelig og man utnytter den gjenværende tekniske levetiden på denne delen av nettanlegget. Det er også en fordel at virkningene for arealbruk, miljø og naturmangfold blir minimale på denne strekningen.

Nettanleggets utforming

SFE Nett søker primært om bygge masterekken på strekningen Støverstein–Tryggestad med trestolper.

Ifølge tiltakshaver vil komposittstolper per i dag medføre ca. 30 % høyere byggekostnad enn trestolper. De tar imidlertid høyde for at kostnadsreduksjoner kan gjøre komposittstolper til et bedre alternativ i fremtiden. Med komposittstolper vil stolpene normalt bli 2-4 meter høyere og diameteren på stolpene øker med ca. 40 %. Spennlengden vil i snitt øke med 25 %.

NVE mener at bruk av H-master med trestolper i den nye ledningstraséen er en fornuftig teknisk løsning. Trestolper er bransjestandard på dette spenningsnivået. Samme mastetype er brukt i eksisterende 22 kV-trasé og trestolpene gjør at de visuelle virkningene minimeres i skog- og

myrterrenget ledningstraséen går igjennom. Komposittstolper har noe større diameter, er høyere og har per i dag en høyere investeringskostnad enn trestolper. NVEs erfaringer fra andre prosjekter på dette spenningsnivået, viser imidlertid at kostnadsforskjellene over levetiden ikke vurderes til å være vesentlig forskjellig mellom tremaster og komposittmaster. Gitt at mastekonfigurasjonen (H-mast) er den samme, vil den visuelle fjernvirkningen i de fleste tilfeller være relativt liten ved å gå fra tremaster til kompositt.

Etter NVEs vurdering kan det i en konsesjon legges til rette for at SFE Nett selv velger mastetype på bakgrunn av detaljplanlegging av anlegget. Dersom komposittmaster velges, forutsetter NVE at mastene utføres som H-master med en farge som ligner kreosotmastene.

NVE mener de omsøkte tekniske løsningene i henholdsvis Tomasgard og ny transformatorstasjon er fornuftig med hensyn til de øvrige omsøkte tiltakene.