Konsesjonssøknad 66 kV Storslett – Skjervøy

Konsesjonssøknad 66 kV Storslett – Skjervøy

Nyttevirkninger på delstrekket Hamneidet - Skjervøy

1 Innhold

1 Innledning ... 2

1.1 Beskrivelse av tiltaket Storslett – Skjervøy ... 3

1.2 Delstrekket Hamneidet – Skjervøy ... 3

1.2.1 Byggemåter/lengder (alt. 1.1) ... 3

1.2.2 Parallell føring utsatte områder ... 3

1.2.3 Klimarapport ... 3

1.2.4 Kart, problemområde Kågen ... 5

2 Feil og Avbrudd (perioden 2004.12 – 2016.10) ... 6

2.1 Antall avbrudd og kostnad ... 6

2.2 Typer feil ... 6

2.3 Lengde på avbrudd ... 6

2.4 Sannsynligheten for feil ... 6

2.5 Scenario ved feil på 66 kV-sjøkabel over Maursundet ... 7

2.6 Simuleringer – avbrudd Skjervøy Trafo ... 7

2.7 Utvikling i avbruddskostnader ... 7

3 Energi- og effektforbruk ... 8

3.1 Lastprofil, Skjervøy Transformatorstasjon ... 8

3.2 Kommunevis forbruk ... 9

3.3 Utviklingen i effektforbruk ... 10

3.3.1 Framtidsutsikter forbruk/effekt ... 10

3.4 Prognose energiforbruk ... 10

3.5 Prognose effektforbruk ... 10

4 Beskrivelse av nullalternativet ... 11

4.1 Kapasitet nullalternativet ... 11

4.2 Vedlikehold av nullalternativet ... 11

4.3 Oppdaterte kostnader for omsøkte løsning og alternativene ... 11

4.4 Nødvendige reinvesteringer ved nullalternativet ... 12

5 Andre forhold, nødvendighet av N-1 og eventuell reinvestering av eksisterende ledning ... 14

5.1 Rettetid havari sjøkabel ... 14

5.2 Omdømmetap ... 14

5.3 Reservekapasitet ved feil på 66 kV-nettet ... 14

2

5.4 Samfunnsøkonomiske konsekvenser ... 14

6 Samfunnsøkonomisk analyse ... 15

6.1 Valg av alternativ, samfunnsøkonomi og usikre forutsetninger ... 16

7 Vedlegg ... 17

Vedlegg 1. Samfunnsøkonomisk analyse, Hamneidet – Skjervøy ... 17

Vedlegg 2. Samfunnsøkonomisk analyse ... 17

Vedlegg 3. Reinvesteringer og forsert vedlikehold i 66/22 kV-nettet. ... 18

Vedlegg 4. Feil – og avbrudd 2004.12 – 2016.06 ... 20

Vedlegg 5. Energi – og effektprognose ... 21

Vedlegg 5.1. Temperatur – årsgjennomsnitt ... 22

Vedlegg 6. Reservekapasitet ved feil på 66 kV-nett Hamneidet – Skjervøy... 22

Vedlegg 7. Lastprofil utvalgte uker ... 23

1 Innledning

Ymber er av brev (datert 10.09.2015, ref. nr: 201207972-49) bedt om å beskrive og synliggjøre nyttevirkninger for ny 66 kV-ledning på strekningen Hamneidet – Skjervøy. Selv om begrunnelsen for søknaden først og fremst er med tanke på forsyningssikkerhet, så viser utredningen også en

sannsynlig økning i effekt- og energiforbruk. Med dagens reserve i 22 kV-nettet vil en etter hvert få en svakere og svakere reserve ved en eventuell økning i effekt -og energiforbruk.

Forsyningssikkerheten vurderes som utfordrende for spesielt to områder, sjøkabelen over Maursundet og luftledningen over deler av Kågen. En eventuell feil på sjøkabelen medfører sannsynlig rettetid på minimum en uke og opptil 14-20 dager, alt etter kapasitet, kompleksitet og værforhold. For deler av Kågen hvor det til tider oppstår svært kraftige fallvinder, gjerne i

kombinasjon med nedbør, medfører også her lang rettetid hvis stolper knekker eller tråd slites av.

Det relativt høye effektforbruket også i lettlastperioder vanskeligjør normalt etter hvert nødvendig vedlikehold på eksisterende linje, som nå er passert 20 år. Skjervøy kommune kan bli veldig utsatt med dagens reserve, og opptil 50 % av strømforbruket kan bli liggende ute ved utfall på 66 kV-nettet en kald vinterdag.

3 1.1 Beskrivelse av tiltaket Storslett – Skjervøy

Bygging av en totalt 37 km 66 kV-ledning, med FeAl 95 tråd og 240 mm² kabler.

Bygging av delstrekket Storslett – Hamneidet er igangsatt. Vi regner med å ferdigstille denne delen innen 1. oktober 2017. Det er inngått en opsjonsavtale for videre bygging av strekningen Hamneidet – Skjervøy.

1.2 Delstrekket Hamneidet – Skjervøy

Trasé legges for en stor del parallelt med eksisterende linje. Den ytterste strekningen på Kågen før Skjervøybrua (Skattørsundet) er det søkt om alternativt få legge jordkabel – i stedet for luftledning (pga. is/vind problematikk). Ved nærmere undersøkelser har vi oppdaget at behovet for kabel kan strekke seg noe utover den kilometeren vi tidligere har søkt om – ca. 1,6 km (alt. 1.1 i

konsesjonssøknad). Vi ønsker altså å endre alt. 1.1 fra 1,1 km til ca. 1,6 km jordkabel.

1.2.1 Byggemåter/lengder (alt. 1.1)

Hamneidet – Maursundet: 2,7 km luftledning (FeAl 95) Maursundet: 2,9 km sjøkabel (240 mm² CU*)

Maursundet – Skjervøybrua: 4,4 km luftledning og 1,6 km jordkabel*

Skjervøybrua: 1,0 km kabel i bru 240 mm² Al*

Skjervøybrua – Skjervøy Trafo: 2,0 km luftledning

*Tverrsnitt er beregnet med 240 mm² i stedet for 400 mm² og er tilstrekkelig vedr. kapasitet og gunstig i forhold til kostnader.

1.2.2 Parallell føring utsatte områder

Det har vært flere tilfeller med tråd og mastebrudd i forbindelse med sterk vind og ising (ref.

området på Kågen). For å unngå dette problemet (da traseene parallellføres) er det søkt om å få legge jordkabel et stykke ved Kågen inn mot Skjervøybrua (korrigert til 1,6 km). Ymber mener dette er et godt tiltak både med tanke på feil, men også med tanke på kostnader, da det er gjennomført en overslagsberegning vedrørende grøftekostnader.

Klimalastene som brukes i dag er oppjustert i forhold til da eksisterende linjer ble bygget. En ny linje vil bli dimensjonert i forhold til disse og sjansen for tråd/mastebrudd reduseres dermed (ref. kap.

1.2.3).

For øvrig må det nevnes at 22 kV-nettet, som også fungerer som reserve ved feil på hoved forsyning, går i de samme områdene som 66 kV-nettet. Det har også her vært flere tilfeller av tråd og

mastebrudd pga. vind/is.

Ved nyttårsstormen 2004 hadde en ingen reserve i 22 kV-nettet da dette også havarerte.

1.2.3 Klimarapport

Hvis en ser på dagens beregnede klimalaster ser en at disse har økt ganske betraktelig i forhold til beregnede klimalaster for eksisterende linje (ref. ny/gammel klimarapport). Islast er økt fra 4 til 7 kg/m og maksimal vind er økt fra 42 til 50 m/s.

Klimaforskerne har i tillegg spådd mere ekstremvær i fremtiden.

4 Utdrag ny klimarapport

5 Utdrag gammel klimarapport

Strekning 1 lengst sør (Hamneidet). Strekning 7 lengst nord (Skjervøy).

1.2.4 Kart, problemområde Kågen

Viser området ved Kågen som medførte langvarig avbrudd i 2004, mastebrudd m.m. Klimarapport viser også at her er et utfordrende stykke hvis en har luftnett. Erfaringer tilsier dog at

ekstremtilfellene er lengst nord på Kågen – hvor vi ønsker å legge jordkabel.

Jordkabel pga. is/vind problematikk

6

2 Feil og Avbrudd (

Viser alle avbrudd på 66 kV-linjen som har medført strømbrudd hos kunder, strekningen Hamneidet – Skjervøy. Perioden fra 2004 er brukt da det er til dels manglende statistikker før denne perioden.

Det er utarbeidet scenarier ved ulike feil, bl. a. en av de delene vi mener er mest kritisk uten N-1, sjøkabelen over Maursundet (kap. 2.5) og i tillegg ulike avbrudd – korte, middels og langt (kap. 2.6).

Det er også tatt med utviklingen i kostnader for ILE fra 2006 til 2016 (se kap. 2.7).

Se vedlegg 4 for detaljert oversikt vedr. feil og avbrudd.

2.1 Antall avbrudd og kostnad

Antall driftsforstyrrelser: 11 (snitt 0,92 feil pr. år) Antall planlagte utkoblinger: 1

Kostnaden for driftsforstyrrelsene beløper seg til ca. 10,1 mill. kr. (266 233 kWh).

Kostnaden for planlagte utkobling beløper seg til ca. 0,166 mill. kr. (8 411 kWh).

ILE snitt/år: 274 644/12 = 22 887 kWh KILE/år: 10 267 000/12 = 855 583 kr/år Arbeidskostnader ikke medtatt.

2.2 Typer feil

Det har vært ulike typer feil. De mest alvorlige er tråd og mastebrudd (2004 og 2012). Disse skyldes ising i kombinasjon med sterk vind. Havari på avleder(e) og kabelmuffer har også medført lange avbrudd og dertil høye avbruddskostnader.

I tillegg kommer forbigående feil, som sannsynligvis skyldes overspenninger, sammenslag pga.

fallvind eller fremmedlegemer.

2.3 Lengde på avbrudd

Varierende, fra flere døgn til minutter (se vedlegg 4). Under nyttårsstormen 2004 var 66 kV-linja ute av drift i 5,5 døgn (130 t). Det gikk ca. 24 t fra feilen oppsto til linja ble driftet med 22 kV.

2.4 Sannsynligheten for feil 11 feil/12år. Dvs. i snitt 0,92 feil pr. år.

Varighet pr. feil/snitt er > 244 min eller 4,1 t pr. feil*

* Til normal drift – 66 kV.

Linja ble driftet med 22 kV i flere dager under stormen i 2004 (snitt vil i så tilfelle være 295 min eller nesten 5 t pr. feil).

7 2.5 Scenario ved feil på 66 kV-sjøkabel over Maursundet

Forutsetninger

Utetid: 10 dager (vinterstid – tunglast) Last utkoblet: Ca. 25 - 50 %

Beregnet med Skjervøy Trafo 22HVIK UTE og Langfjord Trafo 22År UTE (avganger på trafostasjoner Skjervøy og Langfjord).

I praksis måtte en ha kjørt sonevise utkoblinger som ville medført høyere KILE.

ILE: 693 000 kWh

KILE: 10 836 000 kr (2015)

2.6 Simuleringer – avbrudd Skjervøy Trafo

Tabell 1 viser kostnader ved ulike utfallscenarier, korte – middels – langt avbrudd. For det lange avbruddet er reserven i 22 kV-nettet tatt i bruk med sonevis forsyning da lasten overstiger kapasiteten til reserven.

Effekten ved utfallstidspunktet er i underkant av 10 MW. I verste tilfelle kan effekt være opptil 40 % høyere med dertil høyere ILE-kostnad.

Tabell 1: Ulike utfallsscenarier 66 kV-nett Hamneidet - Skjervøy

Dato UT-INN

Kl. slett

ILE[kWh] Kostnad ILE [kr]

Snitt kostn.

[kr/kWh]

Anmerkning

05.01.2016 09:00 – 09:03 482 204 000 422 Alle uten strøm 05.01.2016 09:00 – 09:30 4823 440 000 91 Alle uten strøm 05.01.2016 09:00 – 21:15 48859 1 423 431 29 Sonevis utkobling.

Forsyning via 22 kV- nett

2.7 Utvikling i avbruddskostnader

Sammenligner en tidligere utfall mot tilsvarende utfall i dag, ser en av tabell 1.1 at kostnaden nå er dramatisk mye høyere enn de var tidligere.

Tabell 1.1: Utvikling i ILE-kostnader

Dato UT-INN

Kl. slett

ILE[kWh] Kostnad ILE [kr]

Snitt kostn.

[kr/kWh]

Anmerkning

15.07.2006 14:59 – 15:03 393 13 410 34 Ikke varslet

15.07.2016 14:59 – 15:03 401 147 386 368 Ikke varslet

26.05.2006 11:48 – 12:30 4696 232 581 50 Ikke varslet

26.05.2016 11:48 – 12:30 5139 447 172 87 Ikke varslet

07.12.2009 00:00 – 01:49 8411 165 800 20 Varslet

07.12.2016 00:00 – 01:49 10 330 215 447 21 Varslet

Beregningene viser at ikke varslede avbrudd har en voldsom økning - spesielt de korteste

avbruddene. Økningene for noe lengre avbrudd blir i kostnad også svært mye høyere da også ILE øker ganske mye.

For planlagte avbrudd er snittkostnaden kr/kWh nærmest like, men økningen i ILE fører til en kostnadsøkning på ca. 30 % - fra 2006 til 2016 medregnet generell prisvekst.

8

3 Energi- og effektforbruk

Det har vært en sterk forbruksøkning over relativt kort tid, siste 5 – 6 år. Over en så kort tidshorisont medfører dette til dels usikre prognoser, men dette sammen med tilbakemeldinger fra industrien på Skjervøy viser at en må regne med en ytterligere effekt – og forbruksvekst de kommende årene.

3.1 Lastprofil, Skjervøy Transformatorstasjon

Figur 1: Lastprofil Skjervøy trafo (perioden feb. 2013 – feb. 2014) og reserve i 22 kV-nettet

Grafen viser lasten over et år. Makslasten er ca. 14 MW.

Strekene (rød og grønn) viser hvor mye en kan forsyne via 22 kV-nettet. Grensen 7,8 MW (rød strek) er satt i forhold til verngrensen til transformatoren i Hamneidet. Spenningen på Arnøya vil da bare være ca. 19,8 kV. Ved dette tilfellet vil trafo på Hamneidet ha en last på nær vern-grensen som er 9,1 MW (merkeytelsen på trafo er 6,0 MVA). En må sannsynligvis koble ut deler av Arnøya i dette

tilfellet. Det som ligger over strekene vil være uten strøm. For planlagte utkoblinger bør nok ikke last overstige ca. 6,5 -7,3 MW (grønn strek 7,3 MW), og kanskje ikke så mye heller for å være sikker på at en ikke kommer opp mot verngrenser.

I perioden september – mai vil deler av nettet bli strømløst. Lasten ligger i denne tiden stort sett ikke under 7 MW. I perioden mai – september vil det meste kunne forsynes via 22 kV-nettet, men en har også her perioder hvor en kommer over lastgrensen for hva en kan forsyne via 22 kV-nettet. Ser en på ukeskurvene (vedlegg 7) er det i lettlastperioder bare ettermiddag – natt (kl. 16 – 07) en er konstant under 6-7 MW.

Nærmere analyser viser at en kan forsyne 52,5 % via 22 kV-nettet i topplasttimen (2013/2014). For et utvalgt tunglastdøgn ligger reserven i snitt på ca. 68 % - fra minimumsverdi på 52,5 % opp til 88 %.

NB! Fra en feil oppstår vil det normalt ta minimum en time tid før en kan utnytte hele reservekapasiteten (22 kV). Dette pga. feilsøking og nødvendige omkoblinger i nettet.

9 3.2 Kommunevis forbruk

Viser forbruket kommunevis siste 7 år. Vedrørende Skjervøy er dette tilnærmet 100 % av uttaket fra Skjervøy Transformatorstasjon.

Tabell 2: Forbruk i MWh –kommunevis, 2009 -2015

Tabell 3: Endring forbruk fra foregående år og sum i perioden

Viser at forbruket forsynt fra Skjervøy Transformatorstasjon har økt med 3,6 % siste 6 år. Vekstraten i opprinnelig konsesjonssøknad var 0,1 % årlig økning. Reell økning har vært 0,6 % årlig –snitt siste 6 år.

Ut i fra statistikk fra met.no (vedlegg 5.1) har det i disse årene vært noe varmere enn normalen. Dvs.

at temperatur-følsomt forbruk er noe lavt i statistikken hvis en temperatur-korrigerer dette –tabell 2 og 3.

10 3.3 Utviklingen i effektforbruk

En sterk økning fra 2009 - 2011, og en noe mer moderat økning fra 2011.

Effektuttaket i Skjervøy Trafo har økt med 40 % i perioden 2009 – 2015. For perioden 2011 – 2015 er økningen på 7,7 %.

Tabell 4: Utdrag fra KSU Troms 2015. Effektuttak transformatorstasjoner.

3.3.1 Framtidsutsikter forbruk/effekt

Det er i opprinnelig konsesjonssøknad ikke lagt til grunn noen større forbruks- eller effekt økning i prognosene – utover de 0,1 % i årlig vekst, men det viser seg at energiforbruket har økt mer enn prognosen tilsier (i snitt 0,6 % årlig vekst).

Det er forventet en vekst i havbruksnæringen. Stort sett alt av produksjon i havbruksnæringen ligger i Skjervøy kommune. Det har vært forespørsel på et enkelt anlegg som medfører 10 MW i ekstra effektbehov (fiskeforfabrikk).

Nylig fremkom det at lakseslakteriet på Arnøya skal øke produksjonen fra dagens 9 000 tonn til ca.

18 000 tonn – altså en fordobling av produksjonen. I tillegg ser vi at laksenæringen forespør landstrøm på havanleggene (fremfor aggregatdrift).

Ymber har i oktober 2016 vært i møte med en av lakseprodusentene hvor de sterkt signaliserer et nytt anlegg med et jevnt effektforbruk på ca. 2 MW.

3.4 Prognose energiforbruk

Bruker en tallene fra tabell 2 og 3 er økningen i snitt 0,6 % årlig. Dette medfører en forbruksøkning på ca. 6 % første 10 år, 12,7 % om 20 år og 27 % hvis en beregner 40 år frem i tid – se vedlegg 5.

3.5 Prognose effektforbruk

En økning tilsvarende 7,7 % fordelt på 5 år gir en årlig økning for effektforbruk på 1,5 %. Med disse forutsetningene vil prognosert effektforbruk være 16,2 MW om 10 år, 20 år - 18,9 MW og 40 år – 25,4 MW. Se vedlegg 5.

11

4 Beskrivelse av nullalternativet

Når det gjelder strekningen Hamneidet – Skjervøy er eksisterende linje FeAl 70, mens omsøkte ledning er FeAl 95. I forhold til last er det pr. i dag ikke nødvendig å dimensjonere opp til FeAl 95. I forhold til byggekostnader er det liten forskjell på å bygge FeAl 70 eller FeAl 95.

Sammenlignet med linja Storslett – Hamneidet er en reinvestering på dette strekket enklere, men allikevel ressurskrevende og fordyrende da en hele tiden må ha mulighet for å sette spenning på den samme linjen som en arbeider på. Forskjellen her ligger i at en har en del reservekapasitet på 22 kV, mens en ikke har det på strekningen Storslett – Hamneidet.

22 kV-nettet (som er en del av nullalternativet), består av luftlinje FeAl 25/35 og sjøkabler 25/50 mm2. Dette har i alder for en stor del overskredet økonomisk levetid på 40 år.

4.1 Kapasitet nullalternativet

Simuleringer viser at eksisterende 66 kV-linje kan takle en effektøkning på ca. 50 % utover dagens 14 MW. Nett-tapet vil da være 15 – 16 %. Ut i fra prognosen skal dette holde i 27 år.

Reserven i 22 kV-nettet er da på ca. 37 %.

4.2 Vedlikehold av nullalternativet

Generelt er det i lettlast perioder hvor last ikke overstiger omkring 6 - 7 MW det er mulig å koble ut eksisterende linje for vedlikehold. Dvs. sommermåneder, hverdager i tidsrommet ettermiddag – natt og helger (Se lastprofilen over uker vedlegg 7). Når vedlikehold gjøres på høyspent luftledninger – regionalnett vil det gå bort en del tid til utkobling/sikring og avsikring/innkobling. Den reelle tiden en har til rådighet til selve vedlikeholdet er dermed begrenset. Når en da kun kan utføre dette i

begrensede tidsrom i lettlastperioder medfører dette en sannsynlig fordyring og begrensing i utført arbeide.

Det er tatt med et forsert vedlikehold i den samfunnsøkonomiske analysen. Det er her beregnet at befaringer/vedlikehold kan gjøres uten strømavbrudd (vedlegg 3, tabell 12).

Hvis lakseprodusent(er) øker bebudet last med 2 MW betyr dette at en bare kan ha utkobling når last ikke overstiger ca. 4 - 5 MW (lastprofil). Hvis dette blir en realitet vil det være svært utfordrende å finne tidspunkt hvor en kan drive vedlikehold av eksisterende 66 kV-linje som ikke medfører strømstans.

4.3 Oppdaterte kostnader for omsøkte løsning og alternativene

Så langt ser det ut som at prisen på linja Storslett – Hamneidet vil havne på ca. 1,4 mill. kr/km (21,2 km). Dette er altså kun linjeprisen.

Oppdaterte kostnader inneholder pris i forhold til kontraktspris på luftlinje og reelle priser på kabel fra 2013 (med ca. 15 % påslag). Grøftekostnader er med prisoverslag fra lokal entreprenør (2014).

Vedr. sjøkabel er det budsjettpriser fra leverandører og entreprenører (2016). Kostnader vedrørende stasjonskostnader er fra konsesjonssøknad. Se tabell 5.

Sjøkabel

For sjøkabel spesielt er det en kraftig redusert pris (kr/m). I opprinnelig konsesjonssøknad er det ved en feil lagt inn 2,2 km sjøkabel, men denne er nå justert til 2,9 km. En får dermed en reduksjon i investeringskostnaden på mer enn 10 mill. kr. – bare på sjøkabelen. Det er i tillegg innhentet pris på en annen type sjøkabel (EPDM 240 mm²) som er ca. 6,5 mill. kr. rimeligere enn denne igjen. Dette er noe som vil undersøkes og vurderes nærmere hvis prosjektet skal realiseres.

12 Tabell 5: Oppdaterte kostnader 66 kV. Alt. 1.1

4.4Nødvendige reinvesteringer ved nullalternativet

Hvis Ymber skal drifte med dagens løsning (uten N-1) medfører det at en fremover vil måtte ta til dels store reinvesteringer på dagens 22 kV-nett, for å sikre reserven som ligger i dette nettet, nett som for en stor del kan saneres ved full N-1. Dette nettet trenger bare å fungere som et distribusjonsnett og ikke i tillegg et reserve/kapasitetsnett.

Det er totalt 6 stk. sjøkabler på strekningen hvor en bare vil behøve 2 stk. hvis det blir bygget slik som ansøkt. Dette er tatt med i den samfunnsøkonomiske analysen.

Sjøkabler en slipper å reinvestere ved full N-1

13 Skjematisk fremstilling

Maursund Skattørsund

Maursund Skattørsund

14

5 Andre forhold, nødvendighet av N-1 og eventuell reinvestering av eksisterende ledning

5.1 Rettetid havari sjøkabel

Et havari på denne kabelen vil med ny beredskapsordning ha en rettetid på minimum en uke og sannsynligvis 10 – 14 dager (Beredskapsordningen er ennå ikke på plass). Beredskapsordningen er slik at det vil ligge kabel på lager ved Stord utenfor Bergen. Kabelbåt vil måtte avbryte ordinært arbeid for å prioritere feilretting. Allikevel vil et slikt arbeid ta lang tid.

5.2 Omdømmetap

Omdømmet til Ymber vil bli enormt svekket etter en utkobling over så lang tid (ref. 5.1 sjøkabelhavari). Dette gjelder for øvrig også andre tidsmessig kortere feil da det er et

«samfunnskrav» om at forsyningen skal være i drift 100 % av tiden.

5.3 Reservekapasitet ved feil på 66 kV-nettet

Ved havari på sjøkabel eller feil på linje vil en kunne forsyne via eksisterende 22 kV-nett (parallelført med 66 kV-nettet). Som tidligere forklart har dette en kapasitet på 52,5 % av tunglast. I snitt pr. døgn vil andelen utkoblet nett være 25 – 32 % av total last i tunglastperioder ut fra Skjervøy

Transformatorstasjon (opptil 14 dager ved havari sjøkabel).

5.4 Samfunnsøkonomiske konsekvenser

En kan risikere at større industri ikke satser/utvider pga. manglende forsyningssikkerhet i Skjervøy kommune. Dette vil hverken Ymber eller regionen kunne leve med. Industrien i Skjervøy kommune har gitt tilbakemeldinger på at strømforsyningen til tider har vært for ustabil og som medfører økonomiske tap og problemer i forhold til den korte tiden de har fra produksjon til leveranse til markedet. Under nyttårsstormen 2004 var det ikke sjømatproduksjon av den størrelse en har i dag og som er så avhengig av sikker strømforsyning.

15

6 Samfunnsøkonomisk analyse

Nullalternativet – Alt. 0

Dagens linje beholdes, men for å beholde dagens reserve på et driftssikkert nivå må en reinvestere 22 kV-nettet. Dette medfører fornyelse av sjøkabler og linjer. Nettet er passert økonomisk levetid. I analysen beregnes det utskifting av dette på samme tidspunkt som alternativ ny 66 kV-linje.

Alt. 1.1

Ny 66 kV-linje bygges fra Hamneidet til Skjervøy.

Sjøkabel og jordkabel 240 mm².

Tabell 6: Investering og diskonterte kostnader for alternativene 0 og 1.1.

Alternativ Beskrivelse Investering [mill. kr] Diskonterte kostn. [mill.

kr]*

0 Fornyelse av 66/22 kV-nett 28,4 44,9

1.1 Ny 66 kV-linje fra Hamneidet til Skjervøy 53,9 47,2

*Inkl. D/V, tap, ILE-kost. Eventuelle kostnader ved feilretting er ikke medtatt. Tapskostnad for alt 1 er beregnet ut i fra kabel 400 mm²

Alt. 0 kommer rimeligst ut, 2,3 mill. kr. rimeligere enn alt. 1.1. Selve investeringen er 25,5 mill. kr.

lavere, men økte driftskostnader – spesielt ILE-kostnadene gjør at kostnadene i analyseperioden blir tilnærmet like. Se vedlegg 2 for detaljer.

66 kV-sjøkabel

Ved en annen type sjøkabel (EPDM - 240 mm²) enn i analysen kan investeringskostnaden for alt. 1.1 reduseres med ca. 7,4 mill. kr. og med en diskontert kostnad på 39,8 mill. kr., som da er 5,1 mill. kr.

rimeligere enn alt. 0. Ymber har dog ingen erfaring med denne type kabel og vil gjøre nærmere utredninger på dette hvis det skulle bli aktuelt (jmf. kap. 4.3).

Reinvestering 22 kV-nett

For alt. 1.1 er reinvesteringen på 22 kV-nettet utsatt med 10 år, mens det i alt. 0 gjøres i år 1.

Forklaringen på dette er at reinvesteringen kan utsettes når funksjonen til nettet «nedgraderes» til et rent «distribusjonsnett» og ikke i tillegg er et reserve/kapasitetsnett som i nullalternativet. Se

vedlegg 2 og 3.

Forsert vedlikehold 66 kV-linje – nullalternativet

Det er lagt til ekstra befaringer/overvåking pga. manglende N-1. Se vedlegg 3, tabell 12. Dette er arbeid utover det normale. Det er tatt som forutsetning at utkobling av 66 kV-linje ikke medfører strømstans. Som nevnt er dette mulig bare i perioder under sommeren, ettermiddag - natt – helg.

Kommer det større lastøkninger (> 1 MW) utover dagens vil dette ikke være mulig og ILE-kostnaden vil da få en stor økning.

ILE-kostnader

Grunnlaget er historiske tall siste 12 år – se kap. 2. Disse er ikke oppjustert i forhold til beregningene i kap. 2.7.

Overføringstap

Tall hentet fra konsesjonssøknad.

16 6.1 Valg av alternativ, samfunnsøkonomi og usikre forutsetninger

Ut i fra den samfunnsøkonomiske beregningen og de forutsetningene en har lagt til grunn er alternativ 0 - nullalternativet, det mest økonomiske alternativet.

De forutsetningene som er lagt til grunn har dog en god del usikre momenter og det er vanskelig å forutse hva som vil hende med fremtidens klima og ILE-kostnader, fremtidig lastsituasjon,

vedlikeholdsbehov og byggekostnader m.m.

Alt. 1.1 har den fleksibiliteten som eliminerer de fleste av disse usikkerhetene, noe alt. 0 ikke har.

17

7 Vedlegg

Vedlegg 1. Samfunnsøkonomisk analyse, Hamneidet – Skjervøy

Tabell 7. Forutsetninger samfunnsøkonomisk analyse

Realrente 4,5 %

Luftledning 9,0 km

Sjøkabel 2,9 km

Jordkabel 2,6 km

Linjelengde total 14,5 km

Reinvesteringskostnad Hamneidet – Skjervøy 22

kV alt. 0/alt. 1.1 28,4/13,8 mill. kr

Byggekostnad Hamneidet- Skjervøy 66 kV alt. 1.1 40,1 mill. kr

Økonomisk levetid 40 år

Drifts- og vedlikeholdskostnad 1,5 %

Årlig prisstigning: 2,5 %

Brukstid elforbruk 4000 h

Vedlegg 2. Samfunnsøkonomisk analyse

Tabell 8. Samfunnsøkonomisk beregning alt. 0 og 1.1

18 Vedlegg 3. Reinvesteringer og forsert vedlikehold i 66/22 kV-nettet.

Tabell 9. Enhetspriser, reinvestering 22 kV-nett

Tabell 10. Reinvesteringskostnader 22 kV-nett ved alt. 0.

FeAl 25 er reinvestert med FeAl 25 og FeAl 35 er reinvestert med FeAl 50.

19 Tabell 11. Reinvestering 22 kV-nett ved alt. 1.1.

Alt reinvestert til FeAl 25.

Tabell 12. Forsert vedlikehold 66 kV-linje alt. 0.

20 Vedlegg 4. Feil – og avbrudd 2004.12 – 2016.06

Tabell 13. Strømavbrudd Skjervøy Transformatorstasjon

21 Vedlegg 5. Energi – og effektprognose

Tabell 14. Prognose energi – og effekt forbruk

22 Vedlegg 5.1. Temperatur – årsgjennomsnitt

Tabell 15. Temperatur – årsgjennomsnitt for målestasjon Sørkjosen lufthavn, Nordreisa kommune

Vedlegg 6. Reservekapasitet ved feil på 66 kV-nett Hamneidet – Skjervøy 7,4 MW last Skjervøy trafo.

På grensen til lav spenning inn på regulertrafo Arnøya.

Reg. trafo Arnøya

Skjervøy Trafo

23 Vedlegg 7. Lastprofil utvalgte uker

Justeringer i avlesning driftssentral har medført at verdier har blitt noe reduserte for 2016 sammenlignet med 2014.

Uke 2 - 2014

Uke 2 – 2016

24 Uke 5 - 2014

Uke 5 – 2016

25 Uke 19 - 2014

Uke 19 – 2016

Uke 22 – 2016

Sannsynligvis over grensen dagtid - hverdager.

26 Uke 30 - 2016

Helt i grenseland for utkobling dagtid – hverdager.

Uke 37 - 2014

Uke 37 – 2016

Lars Eirik Høgbakk Prosjekting.