Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal ... - Istad Nett AS

Hovedrapport 

KRAFTSYSTEMUTREDNING 

MØRE OG ROMSDAL 

2011 

Mai 2011

2 

Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2011 

Kraftsystemutredning 

Møre og Romsdal 

2011 

Den regionale kraftsystemutredningen er todelt, se figuren nedenfor. Denne delen er kraftsystemutredningens 

hovedrapport. 

Oppdatert av: 

Kristoffer Sletten 

Tor Rolv Time 

Mai 2011 

Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00 

jf. offentleglova §13


SAMMENDRAG 

Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal omfatter 66, 132, 300 og 420 kV nettet i Møre og 

Romsdal med tilhørende nedtransformeringer. Kraftsystemutredningen oppdateres årlig. 

Kraftforbruket i Møre og Romsdal har de siste årene hatt en kraftig vekst, hovedsakelig som 

følge av utvidelser innen kraftintensiv industri (KII). Fra 2002 til 2010 økte forbruket innen KII 

med 82 %. For samme periode viser trendkurver for temperaturkorrigert forbruk innen 

alminnelig forsyning en vekst på ca. 1 % pr. år. KII utgjorde i 2010 59 % av det samlede 

forbruket på 10,5 TWh. Produksjonslinja SU3 ved Hydro Sunndal, som normalt utgjør et årlig 

kraftforbruk ca. 1,5 TWh, stod i hele 2010. 

Total kraftproduksjon i 2010 var på 6,2 TWh mens forventet middelproduksjon var på 7,1 TWh. 

I løpet av 2010 er produksjonskapasiteten utvidet med 0,07 TWh pga. utbygging av nye småkraftverk. 

Det er planer for fortsatt vekst innen kraftintensiv industri. Dersom en legger til grunn det 

høyeste scenarioet, vil årsforbruket øke med hhv. 2,2 og 3,7 TWh fra 2010 til hhv. 2015 og 

2025. Av dette er det forutsatt ca. 1,5 TWh som følge av gjenopptatt drift ved produksjonslinja 

SU3 ved Hydro Sunndal og 0,7-2,2 TWh som følge av økt uttak på Nyhamna (Ormen Lange og 

ilandføring fra ny felt), Hustadmarmor og BioWood Averøy, samt etablering av jernverk på 

Tjeldbergodden (Ironman). 

For alminnelig forsyning er det sett på tre scenarioer med forbruksvekst på 0-1 % pr. år. Med de 

høyeste scenarioene for KII og alminnelig forsyning og med uendret produksjonskapasitet, vil 

kraftunderskuddet i hhv. 2015 og 2025 bli på hhv. ca. 5,7 og 7,4 TWh. Med laveste vekstscenarioet 

innen alminnelig forsyning, vil kraftbalansen bedres med hhv. 0,10 og 0,57 TWh i 

hhv. 2015 og 2025. 

Det foreligger omfattende, men usikre planer for etablering av ny produksjon. Utredningen 

inneholder en oversikt over konkrete prosjekter. Prosjektene er fordelt på tolv ulike statusgrupper, 

hvorav seks er kategorisert som ”aktuell ny produksjon” (se Lysbilde 16 side 26) som 

utgjør: 

Vannkraft: 1,2 TWh fordelt på ca. 135 kraftverk, hovedsakelig småkraftverk 

Vindkraft: 1,4 TWh fordelt på fire vindkraftparker, hvorav en i sjø. 

Gasskraft: 0,0 TWh (ett gasskraftverk med konsesjon, men prosjektet lagt 

på is i februar 2011) 

Ny produksjon i Møre og Romsdal vil bedre forsyningssikkerheten, og opp til et visst nivå 

redusere nettapene. Hvorvidt de aktuelle produksjonsutbyggingene faktisk blir realisert, er bl.a. 

avhengig av konsesjonsvedtak og rammebetingelser som gir tilstrekkelig lønnsomhet for 

investeringene. 

Møre og Romsdal inngår i et større underskuddsområde, Midt-Norge. Økende kraftunderskudd i 

Midt-Norge har medført økt overføringsbehov både inn til og innenfor området, og dette har gitt 

en bekymringsfull forsyningssituasjon. Utfordringene er først og fremt knyttet til tørrår med lite 

vann i magasinene, hvor det vil være behov for større import. Midt-Norge og enkelte delområder 

er svært sårbare for langvarige begrensninger i overføringskapasiteten som følge av feil 

i nettet. Magasinfyllingen i Midt Norge (elspotområde NO3) lå i 2011 4 % under laveste 

registrerte nivå siste 18 år fram til et bunnivå på 11,6 % så tidlig som i uke 13. Normalt faller 

magasinfyllingen i ytterligere 3-4 uker. 

Statnett har de senere år gjennomført og planlagt flere tiltak for sikre kraftforsyningen til Midt- 

Norge. I 2007 og 2008 ble det installert spenningsregulerende anlegg for å bedre spenningsforholdene 

og dermed kunne øke overføringskapasiteten inn til området. Spenningsoppgradering 

av forbindelsen fra Klæbu over Nea til Järpströmmen i Sverige til 420 kV ble 


3


fullført våren 2010 i samarbeid med Svenska Kraftnät. Statnett har også anskaffet 

reservekraftverk med kapasitet på til sammen 300 MW, lokalisert på Tjeldbergodden og på 

Nyhamna (Aukra), som kan tas i bruk i svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS). Statnett har 

de to siste årene også søkt om og fått innvilget tidsbegrenset dispensasjon til å benytte 

reservekraftverkene også utenom en ren SAKS-situasjon, dersom det foreligger en driftsforstyrrelse 

eller en vanskelig driftssituasjon i Midt-Norge. 

Videre har Statnett tatt investeringsbeslutning (12.5.2011) for de delstrekningene av den 

planlagte 420 kV forbindelsen Ørskog-Fardal som fikk endelig konsesjon den 8.4.2011, og 

anleggsarbeidene vil starte etter sommerferien. De øvrige delstrekningene er fortsatt til 

klagebehandling hos OED. Statnett har etter ønske fra OED utredet og konsesjonssøkt to 

alternative løsninger mellom Ørskog og Ørsta, en med 420 kV sjøkabel fra Ørskog til Store 

Standal og en med sanering av eksisterende 132 kV ledning og bruk av traseen for den nye 

ledningen. Etableringen av forbindelsen Ørskog-Fardal er forsinket i forhold til opprinnelige 

planer, og Statnetts siste framdriftsplan innebærer idriftsettelse i 2015. Om løsningen med 

sjøkabel velges, vil imidlertid forbindelsen tidligst kunne idriftssettes i 2016. Dette vil ikke være 

tidsnok til å kunne håndtere aktuelle utvidelser innen KII, som ved vedtak om plassering i Møre 

og Romsdal, vil komme på drift i hhv. 2014 og 2016. 

Med en ny 420 kV forbindelse Ørskog-Fardal, vurderes forsyningssikkerheten i Midt-Norge 

som tilfredsstillende. Forbindelsen vil også bedre forsyningssikkerheten på Sunnmøre og 

nordlige deler av Sogn og Fjordane. Dette området var i 2010 uten momentan reserve i 5848 

timer, og er også sårbart for langvarige feil på kritiske komponenter. Videre vil forbindelsen 

legge til rette for utbygging av vind- og vannkraft på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane. Dagens 

sentralnett i og ut fra dette området har ikke kapasitet for ny produksjon utover det som nå har 

fått konsesjon, og over 100 søknader om bygging av småkraftverk og mikrokraftverk står på 

vent. 

I tillegg til tiltak for å dekke kraftunderskuddet i Midt Norge, er det behov for reinvesteringer 

som følge av gammelt nett, forsterkninger som følge av økt overføringsbehov internt i fylket og 

nettilknytning av ny produksjon. Forsterkning av kraftnettet, med bl.a. etablering av nye 420 kV 

ledninger gir muligheter for omstrukturering av nettet og sanering av eksisterende ledninger. 

4 

Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00


INNHOLDSFORTEGNELSE 

1 INNLEDNING .................................................................................................................... 6 

2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN ........................................................ 6 

3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET ...................................................... 7 

3.1 MÅL FOR DET FRAMTIDIGE KRAFTSYSTEMET .............................................................. 7 

3.1.1 Overordnet mål ........................................................................................................ 7 

3.1.2 Miljø ........................................................................................................................ 7 

3.1.3 Beredskap ................................................................................................................ 7 

3.2 AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT ............................................................................ 8 

3.3 FORUTSETNINGER FOR ØKONOMISKE VURDERINGER .................................................. 8 

3.4 FORUTSETNINGER FOR TEKNISKE VURDERINGER ........................................................ 8 

3.4.1 Forbruksregistreringer ............................................................................................ 8 

3.4.2 Last- og forbruksprognoser ..................................................................................... 8 

3.4.3 Termisk overføringskapasitet .................................................................................. 8 

3.4.4 Spenningskriterier ................................................................................................... 9 

4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM .......................................................... 9 

4.1 STATISTIKK FOR KRAFTPRODUKSJON .......................................................................... 9 

4.2 STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSFORBRUK .................................................................. 9 

4.3 KRAFTBALANSE ........................................................................................................... 9 

4.4 OVERORDNET BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTNETT ................................................. 9 

4.5 LEDIG INNMATINGSKAPASITET FOR NY PRODUKSJON ............................................... 11 

4.6 ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET ................................. 11 

5 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD ............................................................... 12 

5.1 UTVIKLING AV ELEKTRISITETSPRODUKSJON ............................................................. 12 

5.2 UTVIKLING AV ELEKTRISITETSFORBRUK ................................................................... 13 

5.3 UTVIKLING AV KRAFTBALANSE OG OVERFØRINGSBEHOV ........................................ 13 

6 FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV ........................................... 14 

7 OPPSUMMERING .......................................................................................................... 15 

8 LITTERATURREFERANSER ....................................................................................... 16 

8.1 KRAFTSYSTEMUTREDNINGER TILSTØTENDE NETT (ÅRLIG OPPDATERING) ............... 16 

8.2 FORSKRIFTER ............................................................................................................. 16 

8.3 HÅNDBØKER / VEILEDERE / KRAV .............................................................................. 16 

8.4 NORMER ..................................................................................................................... 16 

8.5 ANDRE RAMMEBETINGELSER OG FØRINGER .............................................................. 16 

8.6 DIVERSE METODEBESKRIVELSER ............................................................................... 16 

8.7 DATAUNDERLAG ........................................................................................................ 16 

8.8 DIVERSE RAPPORTER OG UTREDNINGER .................................................................... 17 

8.9 MELDINGER OG KONSESJONSSØKNADER ................................................................... 17 

9 LYSBILDER ..................................................................................................................... 18 


5


1 INNLEDNING 

Kraftsystemutredningen for Møre og Romsdal omfatter 66, 132, 300 kV og 420 kV nettet i 

Møre og Romsdal med tilhørende nedtransformeringer. Utarbeidelse av regionale kraftsystemutredninger 

er hjemlet Forskrift om energiutredninger fastsatt av Norges vassdrags- og 

energidirektorat (NVE) 16. desember 2002 (se www.nve.no), og utredningene skal iht. 

forskriften oppdateres årlig. Forskriften omfatter også utarbeidelse av lokale energiutredninger 

for hver kommune. 

NVE har utarbeidet en veileder for kraftsystemutredninger (referanse 11Feil! Fant ikke 

referansekilden.). I kapittel 1.4. Mål for utredningsarbeidet, heter det at: 

6 

”Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsrasjonell utbygging av 

regional- og sentralnettet hensyntatt aktuelle energibærere for stasjonær energibruk. 

Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVEs arbeid ved behandling 

av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg. 

Arbeidet skal gi grunnlag for å løse eventuelle konflikter om utviklingen av nettet på et 

tidlig tidspunkt, og gi brukerne av nettet muligheter til å påvirke utformingen av de 

overføringsanlegg de er avhengige av. 

Utredningsarbeidet skal utføres på et fritt og uavhengig grunnlag. Det utredningsansvarlige 

selskap skal, basert på objektive vurderinger av den framtidige utviklingen, 

beskrive en samfunnsøkonomisk lønnsom og miljømessig fornuftig utvikling av kraftsystemet 

i området. 

For å sikre at det tas hensyn til økende usikkerhet rundt mulig utvikling for kraftsystemet 

er det spesifisert at utrekningen skal inkludere alternative utviklingsmuligheter 

for området.” 

Denne hovedrapporten er en del av Regional kraftsystemutredning for Møre og Romsdal. I 

hovedrapporten refereres det til lysbilder i en egen lysbildepresentasjon, som er gjengitt i 

kapittel 9. Hovedrapporten fra kraftsystemutredningen er offentlig tilgjengelig på hjemmesidene 

til NVE (www.nve.no) og Istad Nett (www.istadnett.no). Kraftsystemutredningen består også av 

en grunnlagsrapport. Denne danner grunnlag for hovedrapporten, er underlagt taushetsplikt og 

er beregnet på lesere med tjenestelig behov for å lese innholdet, jf. illustrasjon side 2. 

2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 

Kraftsystemutredningen dekker Møre og Romsdal fylke. Utredningsområdet med kommuner og 

områdekonsesjonærer er vist på Lysbilde 2 og Lysbilde 3. 

Norges vassdrags- og energidirektorat har utpekt Istad Nett AS til å koordinere arbeidet med 

kraftsystemutredninger for regionalnettet i Møre og Romsdal. Istad Nett omtales i den 

forbindelse som utredningsansvarlig selskap. Utredningsansvarlig inviterer alle anleggs-, 

område- og fjernvarmekonsesjonærer innenfor sitt utredningsområde til et såkalt kraftsystemmøte, 

som avholdes minst en gang hvert annet år. Kraftsystemmøtet velger representanter til et 

kraftsystemutvalg. Siste kraftsystemmøte ble avholdt i Molde den 24.5.2011. Gjeldende 

kraftsystemutvalg framgår av oversikten på baksiden av rapporten. Kraftsystemutvalget bistår 

utredningsansvarlig ved utarbeidelse av kraftsystemutredningen. I dette inngår behandling av 

utredningen før offentliggjøring. Kraftsystemutredningen oppdateres årlig. 

Utredningsansvarlig foretar hvert år innsamling av belastningsdata og andre opplysninger som 

inngår i kraftsystemutredningen. Anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer er også på eget 

initiativ pliktig å orientere utredningsansvarlig om forhold som kan påvirke utviklingen av egne 



og øvrige konsesjonærers anlegg. Anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer skal også 

informere utredningsansvarlig om meldinger og søknader om anleggs- og fjernvarmekonsesjon 

som er oversendt Norges vassdrags- og energidirektorat til behandling. Anleggs-, område- og 

fjernvarmekonsesjonærer kan delta i kraftsystemmøtet i utredningsområdet. 

NVE holdes orientert om planarbeidet, og får tilsendt kraftsystemutredningen, møtereferat fra 

kraftsystemmøter og møter i kraftsystemutvalget. 

Utredningsarbeidet i Møre og Romsdal koordineres med utredningsansvarlige i Sør-Trøndelag 

og Sogn og Fjordane. Den vertikale samordningen mot sentralnettet har foregått ved Statnetts 

deltagelse i kraftsystemutvalget for Møre og Romsdal og ved at utredningsansvarlig og dels 

også andre representanter i kraftsystemutvalget har deltatt i møter og arbeidsgrupper vedrørende 

utviklingen av regional og sentralnettet. I tillegg er Statnetts Kraftsystemutredning for sentralnettet 

og Nettutviklingsplan for sentralnettet (referanse 4 og 5Feil! Fant ikke referansekilden.) 

referansedokumenter i planarbeidet. 

Planlegging av framtidig utvikling av kraftsystemet koordineres også mot kommunale og 

fylkeskommunale planer. Dette gjelder bl.a. lokale energiutredninger, reguleringsplaner og ulike 

verneplaner. Koordineringen er viktig både med hensyn til kartlegging av prognoser for framtidig 

kraftetterspørsel, framtidig overføringsbehov i nettet, planlegging av traseer og plassering 

av ulike forsterkningstiltak. Oppdekking av kraftbehovet i fylket til konkurransedyktig pris er en 

av de utfordringene som behandles i gjeldende fylkesplan for Møre og Romsdal. 

3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 

3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet 

3.1.1 Overordnet mål 

Det overordnede mål for kraftsystemet er å sikre levering av elektrisk kraft til forbrukere i 

området ved en samfunnsmessig rasjonell utvikling og drift av kraftsystemet. For å oppnå dette 

er det viktig med en god samordning av utbygginger i sentral-, regional- og distribusjonsnettet. 

Videre er det ønskelig å samordne nettutviklingen med utbygging av kraftproduksjon og bruk av 

alternative energibærere for stasjonær energibruk. Disse tiltakene vil i enkelte tilfeller kunne 

være alternativ eller supplement til hverandre. Det vil imidlertid ofte være en stor utfordring å få 

til denne samordningen, bl.a. fordi det er ulike aktører som gjør sine investeringer ut fra 

bedriftsøkonomiske hensyn, og fordi planlegging, konsesjonsbehandling og bygging av 

ledningsanlegg ofte er mer tidkrevende enn etablering av produksjonsanlegg og forbruksanlegg. 

3.1.2 Miljø 

Ved utvikling av kraftsystemet legges det vekt på å finne miljømessig gunstige løsninger. Økt 

utnyttelse av eksisterende nett vurderes som alternativ til nye utbygginger. Ved behov for nye 

utbygginger vurderes alternative traseløsninger og ulike avbøtende tiltak. Det vurderes også om 

det er mulig å sanere eksisterende anlegg i forbindelse med utviklingen av nettet. 

3.1.3 Beredskap 

Beredskapsplanene brukes ved feil med store konsekvenser, naturhendelser, samt øvelser. 

Forskrift om beredskap i kraftforsyningen er utarbeidet og fastsatt av Norges vassdrags- og 

energidirektorat (NVE). Forskriften er gjeldende fra 1. januar 2003. Innen hvert enkelt energiverk 

er det utarbeidet en hovedberedskapsplan. I tillegg er det utarbeidet tilhørende delplaner 

når dette har vært hensiktsmessig. 

Med bakgrunn blant annet i den anstrengte kraftforsyningssituasjonen en ser for seg i Midt- 

Norge framover, vil NVE forvisse seg om at de enkelte enheter(nettselskaper) har oppdaterte 

rasjoneringsplaner. Dette ble gjort gjennom en skriftlig revisjon som NVE gjennomførte hos 


7


alle landets nettselskaper i brev datert 21.12.2005 vedrørende ”Revisjon om beredskap og 

rasjonering”. 

3.2 Ambisjonsnivå og tidshorisont 

Utredningen skal være et referansedokument for søknader om anleggskonsesjon etter lov av 29. 

juni 1990 om produksjon, omforming, overføring, omsetning og fordeling av energi m.m. 

(Energiloven). Utredningen omfatter konsesjonspliktige anlegg som ikke inngår i de meddelte 

områdekonsesjonene til elverk innen planområdet. Den regionale kraftsystemutredningen skal 

vise sammenhengen mellom de målsettinger og forutsetninger som legges til grunn for 

utviklingen av regional- og sentralnettet og nødvendige prosjekter med tilhørende investeringsbehov. 

Videre skal den gi en god oversikt over dagens kraftsystem og planer for den videre 

utvikling av systemet i form av nye anlegg, samt moderniseringer og oppgraderinger av 

eksisterende anlegg. 

Utredningen har en tidshorisont på 10 år fram i tid. I den grad mulige utviklingstiltak lenger 

fram i tid er kjent, vil disse også være presentert. Det er viktig å påpeke at utredningsarbeidet er 

en kontinuerlig prosess, og at tiltak som presenteres i utredningen ikke nødvendigvis er vedtatte 

tiltak som vil bli realisert. 

3.3 Forutsetninger for økonomiske vurderinger 

Nye anlegg planlegges ut fra samfunnsøkonomiske kriterier. I dette ligger det å minimalisere 

summen av investeringskostnader, drifts- og vedlikeholdskostnader, tapskostnader, flaskehalskostnader 

og avbruddskostnader. I tillegg vektlegges bl.a. miljøkonsekvenser og forsyningssikkerhet. 

NVEs fører monopolkontroll med nettvirksomheten og legger viktige premisser for hvordan 

netteierne kan opptre mht. ny- og reinvesteringer i overføringssystemet. I dette inngår en årlig 

fastsettelse av individuelle inntektsrammer for hvert nettselskap. Ved nettilknytninger eller ved 

forsterkning av nettet til eksisterende kunder, kan nettselskapene fastsette et anleggsbidrag for å 

dekke anleggskostnadene. 

3.4 Forutsetninger for tekniske vurderinger 

3.4.1 Forbruksregistreringer 

Det foretas årlig innsamling av måleverdier for last under transformatorer med nedtransformering 

fra sentral- og regionalnett til distribusjonsnett. Det skilles mellom prioritert og 

uprioritert last. 

3.4.2 Last- og forbruksprognoser 

Last- og forbruksutviklingen i Møre og Romsdal domineres av veksten innen det som i 

kraftsystemutredningen benevnes som kraftintensiv industri (KII). Det innhentes årlig 

oppdaterte verdier for forventet last og forbruksutvikling fra den enkelte industribedrift. 

Prognoser for alminnelig forsyning baseres bl.a. på forventet vekst oppgitt av det enkelte 

nettselskap og vurdering av historiske verdier. 

3.4.3 Termisk overføringskapasitet 

Overføring av kraft medfører tap i de ulike komponentene i kraftsystemet (ledninger, kabler, 

transformatorer etc.) som medfører oppvarming av disse. Tapene og oppvarmingen øker med 

økende overføring, og overføringen må derfor begrenses for å unngå fare for personsikkerhet 

og/eller uakseptabel materialdeformasjon eller aldring. Termisk grenselast kan defineres som 

den maksimale strøm (effekt) på en leder i stasjonær tilstand uten at tillatt ledertemperatur 

overskrides. 

8 



3.4.4 Spenningskriterier 

Det tillates normalt ikke lavere spenning enn 90 % av aktuell systemspenning (66, 132, 300 og 

420 kV). For å unngå lavere spenninger enn dette ved utfall i et masket nett, vil spenningsgrensen 

ved intakt nett ofte ligge noe høyere. Maksimal overføring må settes slik at 

spenningskriteriene overholdes og nett- (spennings-) sammenbrudd unngås. 

4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM 

4.1 Statistikk for kraftproduksjon 

I et år med normale tilsig er den totale produksjonskapasiteten i fylket ca. 7,1 TWh/år. Av dette 

ble ca. 0,07 TWh bygget ut i 2010. Summert maksimaleffekt for alle kraftverk er på ca. 1630 

MW. Denne kapasiteten er ikke til en hver tid tilgjengelig bl.a. pga. en andel uregulert 

produksjon (vindkraftverk og vannkraftverk uten magasin). Nøkkeldata og historisk utvikling 

for produksjonskapasitet er vist i Lysbilde 4. 

4.2 Statistikk for elektrisitetsforbruk 

Totalt kraftforbruk i Møre og Romsdal innen alminnelig forsyning (alt forbruk utenom kraftintensiv 

industri) har de siste årene vært relativt stabilt på ca. 4 TWh. Innen kraftintensiv 

industri har det derimot vært en kraftig vekst de siste årene. Fra 2002 til 2010 har forbruket økt 

fra 3,4 TWh til 6,2 TWh (7,0 TWh i 2008). I kraftsystemutredningen er benevnelsen kraftintensiv 

industri (KII) benyttet om følgende industribedrifter: Hydro Sunndal på Sunndalsøra, 

Hustadmarmor i Fræna, Statoil Tjeldbergodden, Nyhamna (Ormen Lange landanlegg) på 

Gossen i Aukra kommune og BioWood på Averøy. 

Statnett fastsetter såkalte maksimallasttimer for hhv. Sør, Midt og Nord-Norge. Maksimallasttimen 

for Midt-Norge, hvor Møre og Romsdal inngår, var for vinteren 2010/2011 satt til 26. 

november time 9 (08:00-09:00). Uttaket innen alminnelig forsyning i Møre og Romsdal var da 

867 MW inkl. uprioritert last, mens uttak innen KII var 752 MW. Historisk utvikling for forbruk 

og last er vist i Lysbilde 5. 

4.3 Kraftbalanse 

Fylket hadde for få år siden god balanse mellom forbruk og produksjon. Pga. den kraftige 

veksten innen kraftintensiv industri, og svært begrenset utbygging av ny produksjonskapasitet, 

har fylket fått et betydelig kraftunderskudd. I 2010 var underskuddet (forutsatt middelproduksjon) 

på 3,3 TWh (4,3 TWh i 2008). Lysbilde 6 viser forventet kraftbalanse for 2011 for 

ulike områder i fylket. 

Møre og Romsdal inngår i et større område (Midt-Norge) med stort kraftunderskudd. 

Magasinkapasiteten i Midt-Norge er på 6,9 TWh. Uten import og tilsig faller magasinfyllingsgraden 

med ca. 1 % pr. dag vinterstid. Import kan bremse magasintappingen med inntil 

ca. 0,6 % pr. dag (forutsatt importkapasitet på 1800 MW). Magasinfylling og endring i 

magasinfylling pr uke i Midt-Norge er vist i Lysbilde 7. Magasinfyllingen lå i 2011 4 % under 

laveste registrerte nivå siste 18 år fram til et bunnivå på 11,6 % så tidlig som i uke 13. Normalt 

faller magasinfyllingen i ytterligere 3-4 uker. Største fall i magasinfyllingen var på 3,5 %. Merk 

at produksjonslinja SU3 ved Hydro Sunndal har vært ute av drift siste to år. Dette tilsvarer en 

uttaksreduksjon på 1,5 TWh som tilsvarer ca. 22 % av magasinfyllingen i Midt-Norge. 

4.4 Overordnet beskrivelse av dagens kraftnett 

Overføringsnettet på regional- og sentralnettsnivå består av 66, 132, 300 og 420 kV forbindelser. 

Tafjord Kraftnett har også enkelte regionalnettsanlegg på 22 kV spenningsnivå. 


9


Samtlige 300 og 420 kV ledninger og enkelte 132 kV ledninger inngår i sentralnettet. Lysbilde 

8 viser total lengde og aldersfordeling for 66 og 132 kV ledninger og kabler i Møre og Romsdal. 

Lysbildet viser at det i hovedsak er benyttet luftledninger for disse spenningsnivåene. Den viser 

også at en betydelig andel av anleggene har relativ høy alder. Over 25 % av ledningslengden er 

eldre enn 50 år, som ofte regnes som samfunnsøkonomisk levetid for tremastledninger. Det er 

derfor et betydelig reinvesteringsbehov de kommende årene. 

I tillegg til uttakspunkt for kraftintensiv industri er det 54 transformatorstasjoner med nedtransformering 

til distribusjonsnettet (22 og 11 kV) for alminnelig forsyning. Lysbilde 9 viser total 

installert kapasitet og aldersfordeling for transformatorer i Møre og Romsdal fordelt på ulike 

primærspenningsnivå. Figuren inkluderer nedtransformering til 11 og 22 kV, samt transformering 

mellom spenningsnivåene 66, 132, 300 og 420 kV. Aldersfordelingen viser et 

betydelig innslag av transformatorer med relativt høy alder, og også her er det behov for reinvesteringer 

de kommende årene. 

Avbruddsforholdene er sentrale ved kvantifisering av leveringskvalitet og forsyningssikkerhet 

i kraftsystemet. Avbruddsforholdene kan beskrives ved bl.a. antall avbrudd pr. år, varighet på 

avbrudd og ikke levert energi, dvs. den mengde energi som ville ha blitt levert til sluttbrukerne 

dersom svikt i leveringen ikke hadde inntruffet. 

Lysbilde 10 viser historiske avbruddsdata i form av hhv. ikke-levert energi (ILE) i ‰ av levert 

energi (LE) i Møre og Romsdal og i Norge (til venstre), og avbruddskostnader i Møre og 

Romsdal fordelt på sluttbrukergruppe og med total angitt i prosent av total for Norge (til høyre). 

Fylket har i likhet med landet samlet hatt en fallende trend for ILE/LE. Den markante økningen 

i avbruddskostnader og ILE/LE i 2008 skyldes et varig avbrudd for industrianlegget Ormen 

Lange på Nyhamna. Dette avbruddet gav alene avbruddskostnader på i overkant av 50 MNOK. 

Data for 2010 og delvis 2009 var ikke tilgjengelig da denne rapporten ble utarbeidet. 

Møre og Romsdal og delområder i fylket er underskuddsområde(r) med høy utnyttelse av nettet 

som fører kraft til fylket/delområdene. Økt uttak gir derfor økte tap i nettet. Innmating av ny 

produksjon vil gi tilsvarende tapsgevinst, og det vil derfor være tapsmessig gunstig å få etablert 

ny produksjon i fylket. Lysbilde 11 viser gjennomsnittlige marginaltapssatser 1 pr. år for uttak i 

tre utvalgte sentralnettspunkt i Møre og Romsdal for årene 1998-2010. Figuren viser også kraftunderskuddet 

det aktuelle året. Figuren viser at Møre og Romsdal har hatt svært høye 

marginaltapssatser. Figuren viser også en viss men ikke entydig sammenheng mellom marginaltapsatsene 

og kraftunderskuddet. Nedgangen fra 2004-2008 kan ha flere årsaker, men følgende 

forhold kan ha bidratt: 

Ny 420 kV ledning Klæbu-Viklandet, idriftssatt desember 2004 

Ny 420 kV ledning Viklandet-Fræna, idriftssatt desember 2006 

Omlegging av rutinene for beregning av marginaltapssatser f.o.m. 2007 

Kraftbalanse og nettbegrensninger i andre deler av landet og mot utlandet 

For å kunne håndtere mulige vedvarende flaskehalser mht. import, er Midt-Norge definert som 

eget prisområde. Gjeldende områdeinndeling etter 15.3.2010 og gjennomsnitt priser pr. år er 

vist i Lysbilde 12 (oppdatert 19.4.2011). Områdepris for Midt-Norge var i 2008 og 2010 

vesentlig høyere enn for Sør-Norge, men på omtrent samme nivå som Nord-Norge og Sverige. I 

2008 hadde Sør-Norge unormalt lave priser som følge av stort kraftoverskudd i området (mye 

nedbør) kombinert med begrensninger på eksportkapasiteten pga. varige feil i nettet (bl.a. kabler 

over Oslofjorden). Vinteren (2009/2010) var det svært høye priser, med ekstreme pristopper. 

1 Satsene brukes for å beregne marginaltapsleddet som inngår i den nettleien de enkelte elverk og andre som er 

tilknyttet sentralnettet betaler. Marginaltapsleddet beregnes som uttak/innmating x marginaltapssatsen x kraftpris for 

hver time. Med en kraftpris på 30 øre/kWh utgjør marginaltapsleddet 3 øre/kWh med marginaltapssats på 10 %. 

Oppløsningen var tidligere dag og natt/helg for perioder på 8 uker. F.o.m. 2007 er beregningsrutinene endret og 

satsene oppgis på ukenivå. Satser for hhv. uttak og innmating er symmetriske (motsatt fortegn). Marginaltapssatsene 

er administrativt begrenset til 10 % t.o.m. 2009 og 15 % f.o.m. 2010. 

10 



Den 17.9.2009 var kraftprisen på Nord Pool Spot oppe i nærmere 12 kroner/kWh og den 8. 

januar kom prisen opp i over 8 kroner/kWh for store deler av det nordiske markedet. Årsaken til 

de høye prisene lav tilgjengelig produksjonskapasitet, hovedsakelig følge av lav tilgjengelighet 

på svensk kjernekraft, høyt forbruk med lav prisfølsomhet som følge av kulde i hele Norden og 

begrensninger i overføringskapasitet internt i Norden. 

Oversikt over de viktigste endringene siden er forrige utredning fra mai 2007, er vist i Lysbilde 

13. 

4.5 Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon 

For kraftsystemutredningen 2010 gjorde NVE en presisering angående vurdering av nettkapasitet 

i utredningsområdet; ”Nettkapasiteten skal vurderes kommunevis ut fra nettet slik det 

er pr. i dag, mht. regional- og sentralnettet. For dimensjonerende situasjon skal kapasiteten 

vurderes for både linjer og transformatorer”. Disse vurderingene vil være en del av grunnlagsmaterialet 

som benyttes ved prioritering og behandling av konsesjonssøknader. Vurderingene 

vil også være veiledende informasjon for aktører som har planer om å etablere ny 

produksjon. Det er foreløpig ikke laget noen felles landsomfattende mal på forutsetninger som 

skal legges til grunn. Følgende forutsetninger er lagt til grunn for innmatingskapasitetene som 

oppgis her: 

1. Dagens nett- og produksjonskapasitet. 

2. Dimensjonerende driftssituasjon (lav last og høy produksjon) 

3. Det tas ikke hensyn til nettbegrensninger i distribusjonsnettet (11-22 kV). 

4. Normale delingspunkt. 

5. Ved kapasitet begrenset av regionalnettstransformatorer er total ledig kapasitet for 

transformator(er) som forsyner kommunen oppgitt. Merk at denne kan være delt 

mellom flere kommuner. 

6. Det er forutsatt intakt nett (N-0). Dette forutsetter at tiltak for å håndtere utfall må 

kunne realiseres på en hensiktsmessig måte, slik at leveringssikkerheten ikke svekkes. 

Aktuelle tiltak vil være automatisk produksjonsfrakobling PFK. 

7. Det er ikke tatt hensyn til at flere kommuner i enkelte tilfeller må dele på en felles 

innmatingskapasitet. 

Vurderingene av ledig nettkapasitet er sammenstilt i Lysbilde 14. Det er tilnærmet ingen ledig 

innmatingskapasitet på Sunnmøre, liten ledig innmatingskapasitet på Nordmøre og bra med 

ledig innmatingskapasitet for Romsdal. Merk at det er benyttet relativt enkle og sjablongmessige 

analyser og vurderinger. Oppgitte innmatingskapasiteter må derfor betraktes som 

veiledende, og brukes med en viss forsiktighet. Det vil fortsatt normalt være behov for mer 

detaljerte nettanalyser for å vurdere tilknytning av ny produksjon. Slike analyser vil også gi 

informasjon om kostnader forbundet med eventuelt forsterkningsbehov. Produksjonsprosjekter 

som har fått konsesjon, vil redusere innmatingskapasiteten for nye prosjekter i forhold til det 

som er oppgitt. Videre vil forsterkningstiltak, som vil/kan bli gjennomført innenfor relativt kort 

tidshorisont, øke innmatingskapasiteten. Dette gjelder bl.a. 

420 kV ledningen Ørskog-Fardal med tilhørende 420/132 kV transformeringer, som vil 

bedre innmatingskapasiteten i område A og B fra 2015. 

420/132 kV transformering i Trollheim, som vil bedre innmatingskapasiteten for deler 

av område E fra 2014/2015. 

4.6 Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet 

I 2008 var utgjorde elektrisk kraft ca. 78 % av den stasjonære energibruken i Møre og Romsdal. 

Lysbilde 15 viser en oversikt over eksisterende fjernvarmeanlegg og lokale varmesentraler i 

Møre og Romsdal. Alternativ til elektrisk kraft vil bare kunne påvirke deler av kraftforbruket 

innen alminnelig forsyning, som i 2010 utgjorde 41 % av totalforbruket i fylket (andelen er 

fallende). Virkningen på kraftbalansen i Møre og Romsdal / Midt-Norge vil derfor være relativt 

liten. Lokalt vil imidlertid slike tiltak kunne påvirke behovet for nettforsterkninger. 


11


5 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 

5.1 Utvikling av elektrisitetsproduksjon 

Det foreligger omfattende planer for utbygging av ny produksjon i Møre og Romsdal. Grunnlagsrapporten 

inneholder en komplett oversikt over kjente vurderte og aktuelle prosjekter. 

Prosjektene er inndelt i ulike statusgrupper, og bare et utvalg av disse (se Lysbilde 16) er tatt 

med som ”aktuelle prosjekter”. Lysbilde 16 - Lysbilde 19 viser aktuelle prosjekter innen hhv. 

vannkraft, vindkraft og gasskraft. 

Prosjektene innen vannkraft vil kunne gi en årlig produksjonskapasitet på 1,2 TWh og omfatter 

135 kraftverk, der mesteparten er såkalte småkraftverk. 

NVE har utviklet en metode for automatisk ressurskartlegging av små kraftverk i vassdrag der 

tidligere kartlegginger, som Samlet plan for vassdrag, ikke har registrert prosjektmuligheter 

(referanse 40). Metoden bygger på digitale kart, digitalt tilgjengelig hydrologisk materiale og 

digitale kostnadsmanualer. Den automatiserte ressurskartleggingen sammen med samlet plan 

viser et vesentlig større utbyggingspotensial enn de registrerte aktuelle produksjonsprosjektene, 

jf. Lysbilde 18. Merk at enkelte utbyggingsprosjekter allerede er gjennomført etter at ressurskartleggingen 

ble foretatt i 2004. 

Prosjektene innen vindkraft vil kunne gi en årlig produksjonskapasitet på 1,4 TWh og omfatter 

fire kraftverk, hvorav ett i sjø. 

Innen gasskraft er det nå ingen “aktuelle” prosjekt i Møre og Romsdal fylket etter nevnte 

definisjon (Lysbilde 16). Det har imidlertid vært omfattende planer om gasskraft i Møre og 

Romsdal. To av prosjektene har fått konsesjon, hhv.: 

12 

Statoil med et ca. 860 MW gasskraftverk på Tjeldbergodden. Prosjektet fikk konsesjon i 

2006 og ble videreutviklet av Shell og StatoilHydro med tanke på CO2-fangst og - 

lagring. Prosjektet ble skrinlagt i 2007 med bakgrunn i dårlig økonomi i prosjektet, en 

komplisert kommersiell modell samt utilstrekkelig avklaring av rammebetingelsene 

vedørende CO2-fangst og -lagring, se pressemelding. Fristen for oppstart, gitt i 

konsesjonsvilkårene, utgikk 1.1.2011, uten at det ble søkt om forlengelse. 

Industrikraft Møre med et ca. 450 MW 2 gasskraftverk i Fræna. Prosjektet fikk 

konsesjon i 2010, med krav om C02-rensing fra dag én. Etableringen av Industrikraft 

Møre var i stor grad bygd på at et lokalt gasskraftverk som produserer Kortreist kraft vil 

utløse store samfunnsøkonomiske innsparinger i en region som mer enn noen annen har 

behov for ny kraft. På denne bakgrunn lanserte Industrikraft Møre økonomiske modeller 

for hvordan man kan få på plass et gasskraftverk i tråd med EU-regelverket. Prosjektet 

ble lagt på is i februar 2011 pga. negative tilbakemeldinger fra myndighetene, jf. 

pressemelding, men det utelukkes ikke at prosjektet kan bli tatt opp igjen dersom det 

kommer nye politiske signaler. Prosjektet er nå det eneste permanente gasskraftprosjektet 

i Møre og Romsdal med konsesjon, jf. foregående punkt. 

Møre- og Romsdal anses som en gunstig plassering for et gasskraftverk pga. stort 

kraftunderskudd og relativt jevnt last pga. stor andel kraftintensiv industri. Det er imidlertid 

høyst usikkert om og eventuelt når et gasskraftverk vil bli realisert. I denne kraftsystemutredningen 

er det ikke forutsatt gasskraft i noen av de vurderte scenarioene. Dette er tråd med 

Statnetts forutsetninger i Kraftsystemutredning for Sentralnettet 2010 og den kommende for 

2011, hvor det ikke er forutsatt noen nye gasskraftverk (utover gasskraftverket på Mongstad). 

Hvorvidt de aktuelle produksjonsutbyggingene faktisk blir realisert, er bl.a. avhengig av konsesjonsvedtak 

og rammebetingelser som gir tilstrekkelig lønnsomhet for investeringene. Det er 

derfor betydelig usikkerhet knyttet til den framtidige produksjonskapasiteten. Valgte scenarioer 

for utvikling av kraftproduksjon er sammenstilt i Lysbilde 20. For vannkraft er det i det laveste 

2 Netto kapasitet antydningsvis 370 MW, men avhengig av løsning for CO2-rensing. 



scenariet forutsatt utbygging av alt som er konsesjonsgitt pr. 2011, mens det i det høyeste 

scenariet er forutsatt tre ganger så høy utbygging. Det er forutsatt en ren oppskalering av aktuell 

ny produksjon under hver fordelingstransformator, og dette gir en samlet utbygging som 

tilsvarer ca. 46% av vannkraftpotensialet kartlagt i 2004 3 . For vindkraft er det for det laveste 

scenarioet ikke forutsatt vindkraftutbygging, mens det for det høyeste scenarioet er forutsatt 

utbygging av alle “aktuelle” vindkraftprosjekter pr. mai 2011. 

5.2 Utvikling av elektrisitetsforbruk 

Det er planer for fortsatt vekst innen kraftintensiv industri. Dersom en legger til grunn det 

høyeste scenarioet, vil årsforbruket øke med hhv. 2,2 og 3,7 TWh fra 2010 til hhv. 2015 og 

2025. Av dette er det forutsatt ca. 1,5 TWh som følge av gjenopptatt drift ved produksjonslinja 

SU3 ved Hydro Sunndal og 0,7-2,2 TWh som følge av økt uttak på Nyhamna (Ormen Lange 

inkl. trykkstøtte på havbunnen + ilandføring fra ny felt), Hustadmarmor og BioWood Averøy, 

samt etablering av jernverket Ironman på Tjeldbergodden. I det laveste forbruksscenarioet er 

hverken SU3 ved Hydro Sunndal, BioWood, Ironman og ilandføring fra ny felt inkludert, og det 

er forutsatt et relativt lavt uttak for Ormen Lange. Dette gir omtrent uendret uttak i forhold til 

nivået i 2010, men heller ingen industriutvikling. For alminnelig forsyning er det sett på tre 

scenarioer med forbruksvekst på 0-1 % pr. år. Forskjellen mellom høyeste og laveste scenario 

utgjør hhv. 0,10 og 0,57 TWh i hhv. 2015 og 2025. Scenarioer for utvikling av kraftforbruk er 

sammenstilt i Lysbilde 21. 

5.3 Utvikling av kraftbalanse og overføringsbehov 

Resulterende kraftbalanse (energi) for ulike kombinasjoner av forbruks- og produksjonsscenarioer 

er vist i Lysbilde 23. Lysbildet viser at bare scenariokombinasjoner med lavt 

forbruksscenario vil gi bedring i kraftbalansen i forhold til 2010. Med høyt forbruksscenario og 

lavt forbruksscenario vil fylket få et kraftunderskudd på 7,2 TWh/år i 2025 mot 3,3 TWh i 2010. 

Med lavt forbruksscenario og høyt produksjonsscenario, vil en derimot nesten oppnå 

kraftbalanse i 2025. For de øvrige kombinasjonene vil kraftunderskuddet være mellom 1,4 og 

6,8 TWh/år. Det er i grunnlagsrapporten utført mer grundig vurderinger for to utvalgte 

scenarioer (kombinasjoner av forbruks- og produksjonsscenarioer): 

2025 A: Stadium 2025 med høyt last-/forbruksscenario og lavt produksjonsscenario 

stadium 2025 

2025 B: Stadium 2025 med lavt last-/forbruksscenario og høyt produksjonsscenario 

stadium 2025 

Kraftbalanse for delområder med disse scenarioene er vist i Lysbilde 24. 

Lysbilde 25 og Lysbilde 26 viser en sammenstilling av historisk utvikling og mulig utvikling 

for hhv. kraftforbruk (energi, TWh/år) og maksimallast (effekt, MW) i Møre og Romsdal. Det er 

forutsatt høyt scenario for forbruk og last, men total for hhv. basis og lavt scenario er også vist. I 

figurene er også gjeldende produksjonskapasitet og aktuelle framtidige produksjonsutvidelser 

vist. Fylket har gått fra god balanse mellom forbruk og produksjon for få år siden, til et 

betydelig kraftunderskudd. Kraftunderskuddet vil fortsette å vokse uten omfattende produksjonsutvidelser. 

Kraftunderskuddet i hhv. 2015 og 2025 vil bli på hhv. 5,7 og 7,4 TWh, forutsatt 

middelproduksjon, ingen ny produksjon og basis vekstscenario for alminnelig forsyning. 

3 Merk at den del av dette nå er bygd ut, slik at forutsatt utbygging utgjør en større andel om restpotensialet brukes 

som referanse. 


13


6 FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV 

Prognosene for total last og forbruk i Møre og Romsdal / Midt-Norge viser at det forventes et 

betydelig kraftunderskudd i regionen dersom det ikke bygges ut ny produksjon. Denne 

utfordringen kan løses ved overføring av kraft inn til regionen fra områder med kraftoverskudd 

og/eller ved etablering ny produksjonskapasitet i regionen. Dersom underskuddet skal dekkes 

ved overføring inn til regionen, vil eksisterende nett ikke ha tilstrekkelig overføringskapasitet. 

Statnett har de senere år gjennomført og planlagt flere tiltak for sikre kraftforsyningen til Midt- 

Norge. I 2007 og 2008 ble det installert spenningsregulerende anlegg for å bedre spenningsforholdene 

og dermed kunne øke overføringskapasiteten inn til området. Spenningsoppgradering 

av forbindelsen fra Klæbu over Nea til Järpströmmen i Sverige til 420 kV ble fullført 

våren 2010 i samarbeid med Svenska Kraftnät. Statnett har også anskaffet reservekraftverk med 

kapasitet på til sammen 300 MW, lokalisert på Tjeldbergodden og på Nyhamna (Aukra), som 

kan tas i bruk i svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS). Statnett har de to siste årene også søkt 

om og fått innvilget tidsbegrenset dispensasjon til å benytte reservekraftverkene også utenom en 

ren SAKS-situasjon, dersom det foreligger en driftsforstyrrelse eller en vanskelig driftssituasjon 

i Midt-Norge. 

Videre har Statnett tatt investeringsbeslutning (12.5.2011) for de delstrekningene av den 

planlagte 420 kV forbindelsen Ørskog-Fardal som fikk endelig konsesjon den 8.4.2011, og 

anleggsarbeidene vil starte etter sommerferien. De øvrige delstrekningene er fortsatt til klagebehandling 

hos OED. Statnett har etter ønske fra OED utredet og konsesjonssøkt to alternative 

løsninger mellom Ørskog og Ørsta, en med 420 kV sjøkabel fra Ørskog til Store Standal og en 

med sanering av eksisterende 132 kV ledning og bruk av traseen for den nye ledningen. 

Etableringen av forbindelsen Ørskog-Fardal er forsinket i forhold til opprinnelige planer, og 

Statnett siste framdriftsplan innebærer idriftsettelse i 2015. Om løsningen med sjøkabel velges, 

vil imidlertid forbindelsen tidligst kunne idriftssettes i 2016. Dette vil ikke være tidsnok til å 

kunne håndtere aktuelle utvidelser innen KII, som ved vedtak om plassering i Møre og 

Romsdal, vil komme på drift i hhv. 2014 og 2016. 

Med en ny 420 kV forbindelse Ørskog-Fardal, vurderes forsyningssikkerheten i Midt-Norge 

som tilfredsstillende. Forbindelsen vil også bedre forsyningssikkerheten på Sunnmøre og 

nordlige deler av Sogn og Fjordane. Dette området var i 2010 uten momentan reserve i 5848 

timer, og er også sårbart for langvarige feil på kritiske komponenter. Videre vil forbindelsen 

legge til rette for utbygging av vind- og vannkraft på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane. Dagens 

sentralnett i og ut fra dette området har ikke kapasitet for ny produksjon utover det som nå har 

fått konsesjon, og over 100 søknader om bygging av småkraftverk og mikrokraftverk står på 

vent. 

Statnett har også konsesjonssøkt en ny 420 kV forbindelse Storheia på Fosen via Snillfjord til 

Trollheim og/eller Orkdal (søknad mai 2010), som vil være en videreføring av konsesjonssøkt 

420 forbindelse Namsos-Roan-Storheia (søknader 2007/2009). Disse tiltakene er begrunnet med 

omfattende planer for ny vindkraftproduksjon langs forbindelsene, men vil også gi økt 

innmatingskapasitet til Midt-Norge. Det samme vil Statnetts planer om å spenningsoppgradere 

hele eller deler av eksisterende 300 kV ledning Namsos-Klæbu-Orkdal-Aura/Viklandet- 

Vågåmo-Fåberg til 420 kV. 

I tillegg til tiltak for å dekke kraftunderskudd i Midt Norge er det behov for: 

14 

Reinvesteringer som følge av gammelt nett 

Forsterkninger som følge av økt overføringsbehov internt i fylket 

Nettilknytning av eventuell ny produksjon og ny industri. 

Lysbilde 27 - Lysbilde 29 viser en oversikt over de forsterkningstiltak som er omtalt i grunnlagsrapporten 

av kraftsystemutredningen. 



Forsterkningstiltak med bl.a. etablering av nye 420 kV ledninger kan gi muligheter for 

omstrukturering av nettet og sanering av ledninger, se Lysbilde 30. Flere 132 kV ledninger vil 

kunne få redusert nytte ved framtidige forsterkningstiltak, og vil muligens ikke være 

lønnsomme å reinvestere når levetiden er utløpt. I enkelte tilfeller vil det være behov for andre 

tiltak som etablering av 420/132 kV transformeringer for å kunne sanere ledninger. 

7 OPPSUMMERING 

Se sammendrag side 3 og Lysbilde 31 - Lysbilde 33. 


15


8 LITTERATURREFERANSER 

(et utvalg fra referanselisten i Grunnlagsrapporten) 

8.1 Kraftsystemutredninger tilstøtende nett (årlig oppdatering) 

16 

1. Trondheim Energiverk Nett og TrønderEnergi Nett: Regional kraftsystemplan for Sør-Trøndelag. 

2. SFE Nett, Kraftsystemplan for Sogn og Fjordane. 

3. Eidsiva energi Nett, Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland. 

4. Statnett. Kraftsystemutredning for sentralnettet. 

5. Statnett SF, Nettutviklingsplan. 

8.2 Forskrifter 

6. OED, 2002: Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet. 

7. OED, 2002: Forskrift om energiutredninger. 

8. OED, 2004: Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet (FOL). 

9. DSB, 2005. Forskrift om elektriske forsyningsanlegg. 

10. NVE-rapport 17/2007: Endringer i forskrift 11. mars 1999 nr 302 om økonomisk og teknisk rapportering, 

inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer 

8.3 Håndbøker / veiledere / krav 

11. NVE-rapport 2/2007: Veileder for kraftsystemutredninger. 

12. SINTEF Energiforskning : Planleggingsbok for kraftnett. 

13. Rasjonell elektrisk nettvirksomhet (REN) 

14. Statnett. Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) 

8.4 Normer 

8.5 Andre rammebetingelser og føringer 

15. Energiregion Møre, november 2008: Statusrapport og utkast til strategisk handlingsplan for 2009-2012. 

16. St.meld. nr. 11 (2006-2007): Om støtteordningen for elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder 

(fornybar elektrisitet). 

17. St.meld. nr. 34 (2006-2007): Norsk klimapolitikk. 

18. Notat fra EBL til Energi- og miljøkomiteen datert 14.2.2007 vedr. St.melding 11 (2006-2007). 

19. Møre og Romsdal fylkeskommune, februar 2010: Regional energi og klimaplan. 

20. Nasjonal sårbarhets- og beredskapsrapport (NSBR) 2011. 

21. AP, SV og Sp, 2009: Regjeringsplattform (Soria Moria), Energipolitikk (kapittel 13) 

22. OED, 2009: Ot.prp.nr. 107 (2008-2009): Om lov om fornybar energiproduksjon til havs (havengilova) 

23. OED, 2010: Høring, Lov om elsertifikater. 

24. SSB, 2010: Befolkningsframskrivinger 

25. Faggruppen Klimakur 2020 (NVE, OD, SSB og Klima og forurensningsdirektoratet), 2010: Tiltak og 

virkemidler for å nå norske klimamål mot 2020. 

8.6 Diverse metodebeskrivelser 

8.7 Dataunderlag 

26. SSB Statistikkbanken » 01 Naturressurser og naturmiljø » 01.03 Ressurser, Tabell: 06926: Energibruk, etter 

kilde og forbruksgruppe 

27. eKlima (DNMI vær- og klimadata) 

28. Statnett: Årsstatistikk, Driftsforstyrrelser og feil i 33-420 kV nettet 

29. Statnett: Årsstatistikk. Driftsforstyrrelser og feil i det norske distribusjonsnettet 1-22 kV 

30. Statnett: Magasinfyllingsprognoser 

31. Statnett: Marginaltapssatser 


32. NVE: Rapporter avbruddstatistikk (utgis årlig). 

33. NVE: Magasinfylling 

34. Enova. Energigradtall og temperaturkorrigering. 


35. DMNI, 1994. Beregning av ekstremt lav 3-døgns middeltemperatur for værstasjoner i Møre og Romsdal. 

36. DNMI, 2002. Rapport Klima 23: Energigradtall Normaler 1961-1990. 

37. Lokale energiutredninger for kommunene Sykkylven, Ålesund, Averøy, Molde, Fræna, Aukra og Sunndal. 

38. Nord Pool Spot. Elspotpriser mm. 

8.8 Diverse rapporter og utredninger 

39. NVE Bibliotek og publikasjoner 

40. NVE rapport 19/2004: Beregning av potensial for små kraftverk i Norge. Forutsetninger, metodebeskrivelse 

og resultater. 

41. Framover – Fylkesplanen for Møre og Romsdal 2005-2010 

42. Statnett SF, presentasjon 3.4.2009: Redder klimaendringene kraftbalansen. 

43. NVE med flere, oktober 2010: Havvind. Forslag til utredningsområder. 

44. Statnett, 28.3.2011. Områder med redusert driftssikkerhet i Sentralnettet. 

45. Thema Consulting Group, april 2011. En landsdel på vent – Nett og verdiskapning i Midt-Norge og Sogn og 

Fjordane. 

8.9 Meldinger og konsesjonssøknader 

46. Statnett SF. Prosjekter - oversikt 

47. NVE. Vindkraftprosjekter - oversikt 

48. NVE. Vannkraftprosjekter - oversikt 

49. NVE. Nettprosjekter - oversikt 


17

9 LYSBILDER 

18 


LYSBILDE 1: RAPPORTER ............................................................................................................................ 19 

LYSBILDE 2: UTREDNINGSOMRÅDE MED KOMMUNEOVERSIKT ........................................................................... 19 

LYSBILDE 3: OMRÅDEKONSESJONÆRER I UTREDNINGSOMRÅDET ........................................................................ 20 

LYSBILDE 4: PRODUKSJONSKAPASITET MED HISTORISK UTVIKLING FRAM TIL DAGENS NIVÅ ....................................... 20 

LYSBILDE 5: ELEKTRISITETSFORBRUK OG MAKSIMALLAST ................................................................................... 21 

LYSBILDE 6: KRAFTBALANSE 2011, FORDELT PÅ OMRÅDER. .............................................................................. 21 

LYSBILDE 7: MAGASINFYLLING I MIDT-NORGE (NO3) ..................................................................................... 22 

LYSBILDE 8: LENGDE OG ALDERSSAMMENSETNING FOR LEDNINGER OG KABLER I 66-420 KV NETTET. ....................... 22 

LYSBILDE 9: INSTALLERT YTELSE OG ALDERSSAMMENSETNING FOR TRANSFORMATORER .......................................... 23 

LYSBILDE 10: LEVERINGSKVALITET OG FORSYNINGSSIKKERHET ............................................................................. 23 

LYSBILDE 11: TAPSFORHOLD ........................................................................................................................ 24 

LYSBILDE 12: ELSPOTPRISER I MIDT-NORGE (NO3) .......................................................................................... 24 

LYSBILDE 13: GJENNOMFØRTE ENDRINGER FRA FORRIGE UTREDNING ................................................................... 25 

LYSBILDE 14: LEDIG INNMATINGSKAPASITET FOR NY PRODUKSJON PR. KOMMUNE. .................................................. 25 

LYSBILDE 15: STATISTIKK FOR STASJONÆR ENERGIBRUK I MØRE OG ROMSDAL I 2008. FJERNVARMEANLEGG OG LOKALE 

VARMESENTRALER I MØRE OG ROMSDAL. .................................................................................................... 26 

LYSBILDE 16: AKTUELLE PRODUKSJONSUTVIDELESER. STATUSGRUPPER ................................................................. 26 

LYSBILDE 17: AKTUELL NY VANNKRAFTPRODUKSJON ......................................................................................... 27 

LYSBILDE 18: NVE RESSURSKARTLEGGING FOR NY SMÅKRAFTPRODUKSJON. ........................................................... 27 

LYSBILDE 19: AKTUELL NY VINDKRAFTPRODUKSJON. .......................................................................................... 28 

LYSBILDE 20: PRODUKSJONSSCENARIOER ........................................................................................................ 28 

LYSBILDE 21: FORBRUKSSCENARIOER ............................................................................................................. 29 

LYSBILDE 22: PRODUKSJONS- OG FORBRUKSSCENARIOER SAMMENSTILT ............................................................... 29 

LYSBILDE 23: KRAFTBALANSER MED KOMBINASJONER AV PRODUKSJONS- OG FORBRUKSSCENARIOER .......................... 30 

LYSBILDE 24: KRAFTBALANSESCENARIOER FOR DELOMRÅDER .............................................................................. 30 

LYSBILDE 25: PROGNOSER FORBRUK (ENERGI) ................................................................................................. 31 

LYSBILDE 26: PROGNOSER MAKSIMALLAST (EFFEKT), EKSKL. UPRIOERITERT. ........................................................... 31 

LYSBILDE 27: OVERSIKT NETT-TILTAK (1/3) ..................................................................................................... 32 



LYSBILDE 30: SANERINGSMULIGHETER ........................................................................................................... 33 

LYSBILDE 31: OPPSUMMERING (1/3) ............................................................................................................ 34 




2. Utredningsprosessen 


Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2011 

Istad Nett / TRT / 27.05.2011 

Lysbilde 1: Rapporter 


Kommuner i utredningsområdet 



Lysbilde 2: Utredningsområde med kommuneoversikt 


1 

2 

19

20 



Kommuner i utredningsområdet 



Lysbilde 3: Områdekonsesjonærer i utredningsområdet 

4. Dagens kraftsystem 

Kraftproduksjon, historisk utvikling 

Effekt [MW] 

1800 

1600 

1400 

1200 

1000 

800 

600 

400 

200 

0 

0 

1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 

Tilgjengelig vintereffekt 

[MW] 



Installert vintereffekt [MW] 

Installert effekt [MW] 

Middelproduksjon [TWh/år] 

Installert effekt 

[MW] 

Lysbilde 4: Produksjonskapasitet med historisk utvikling fram til dagens nivå 


2 

4 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

Middelproduksjon 

[TWh] 

Vannkraft 1252 1442 6.50 

Vindkraft 77 154 0.46 

Varmekraft 31 31 0.19 

Total 1360 1627 7.16 

Middelproduksjon [TWh/år]


Last og forbruk 

Alminnelig forsyning med temperaturkorrigeringer 

Maksimallast [MW] 

1000 

950 

900 

850 

800 

750 

700 

650 

Last Vekstrate (%): 0.84 

600 

2002 2004 2006 2008 2010 2012 

(Maksimallasttime område Midt) 

Lysbilde 5: Elektrisitetsforbruk og maksimallast 


Total, temp.korr. 

10 år 

Prioritert, 

temp.korr. 10 år 

Prioritert, 

temp.korr. 2 år 

Målt total 

Målt prioritert 

Ekspon. (Prioritert, 

temp.korr. 2 år) 




MW 

Kraftbalanse for 2011 

2000 

1800 

1600 

1400 

1200 

1000 

800 

600 

400 

200 

0 

Effektbalanse 

(Maksimallast og installert effekt ) 

Last kraftintensiv industri 

Last alminnelig forsyning 

Mulig ny produksjonskapasitet 

Dagens produksjonskapasitet 

A B C D E Total 

Område 



Lysbilde 6: Kraftbalanse 2011, fordelt på områder. 

TWh/år 

Årsforbruk [TWh] 

Målt årosforbruk [TWh] 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 

4.4 

4.2 

4 

3.8 

3.6 

Alminnelig forsyning KII 

Forbruk Vekstrate (%): 0.95 

3.4 

2002 2004 2006 2008 2010 2012 

A 

(Tussa+) 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 


5 

C 

(Istad) 

B 

(Tafjord+) 

6 

D 

(NEAS) 

E 

Energibalanse 

(Forbruk og middelproduksjon) 

Forbruk kraftintensiv industri 

Forbruk alminnelig forsyning 

Mulig ny produksjonskapasitet 


Temperaturkorrigert 

total 

Total målt 

Målt prioritert 

Ekspon. 

(Temperaturkorrigert 

total) 


Område 

21

Lysbilde 7: Magasinfylling i Midt-Norge (NO3) 

22 



Magasinfylling i elspotområde NO3 (Midt-Norge) 

Summer av Elsp.omr.3 

% 

Uke 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 

Dataunderlag: NVE. 




Total lengde [km] 

Ledninger og kabler 

1400 

1200 

1000 

800 

600 

400 

200 

0 

388 

1181 

66 kV 

132 kV 

300 kV 

420 kV 

66 

25 

Luftledning Kabel 

År 

Lysbilde 8: Lengde og alderssammensetning for ledninger og kabler i 66-420 kV nettet. 

2002 

2003 

2004 

2005 

2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 



% av total lengde 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

Summer av Elsp.omr. 3, endring fra forrige uke 

% 

Uke 

0.0 

-0.5 

-1.0 

-1.5 

-2.0 

-2.5 

-3.0 

-3.5 

-4.0 

-4.5 

-5.0 

1 6 11 16 

0 

1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 

Byggeår 

• Mer enn 25% av total ledningslengde på 66 og 132 kV nivå er 

eldre enn 50 år, som er samfunnsøkonomisk levetid for 

luftledning med tremaster. 

• Betydelig reinvesteringsbehov de kommende årene. 


7 

8 

År 

66 kV luftledning 

66 kV kabel 


132 kV kabel 



420 kV kabel 

2002 

2003 

2004 

2005 

2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011


Antall 

Transformatorer 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Lysbilde 11: Tapsforhold 

Lysbilde 12: Elspotpriser i Midt-Norge (NO3) 

24 


%, TWh 

10 

8 

6 

4 

2 

Tapsforhold 

0 

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 


Gjennomsnittelige marginaltapssatser for uttak pr. år 

Mulige årsaker til nedgangen 2004-2008: 

• Ny 420 kV ledning Klæbu-Viklandet, idriftssatt desember 2004 

• Ny 420 kV ledning Viklandet-Fræna, idriftssatt desember 2006 

• Omlegging av rutinene for beregning av marginaltapssatser f.o.m. 2007 

• Kraftbalanse og nettbegrensninger i andre deler av landet og mot utlandet 




Istad - Gj.sn. 

Aura - Gj.sn. 

Haugen - Gj.sn. 

Kraftunderskudd i 

Møre og Romsdal 

-2 

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 


[%] 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

Aura - Dag Aura - Natt/Helg 

Elspotpriser i elspotområde NO3 (Midt-Norge) 

Elspotpris [NOK/MWh] 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 

NO1 NO2 NO3 NO4 NO5 SE SYS 

Dataunderlag: Nord Pool Spot 



11 

Elspotpriser er iht. områdeinndeling 

pr. 19.4.2011, se skisse ovenfor 

100 NOK/MWh tilsvarer 10 øre/kWh 

12



Gjennomførte endringer fra forrige utredning 

• Ledninger og transformatorer 

– Riving/nybygging på delstrekning av 132 kV ledningen Tafjord-Giskemo 

– Rehabilitering av 66 kV ledningen Åmela-Eid 

– Rehabilitering av 132 kV ledningen Sykkylven-Stranda 

– Kapasitetsheving for 132/66 kV transformator i Haugen (5065 MVA) 

– Kapasitetsheving for 420/132 kV transf. i Ørskog og 132 kV kabel 

Ørskog-Giskemo 

– Nye 22 kV kabler Rogne-Myklebust til forsyningen av Sandøy Energi 

• Ny produksjon 

Kraftverk 

Inst. 

effekt 

Middelproduksjon 

Innmating 

regional-/sentralnett 

MW GWh/år spg. Navn 

Kvalvaag vann og kraft 0.53 1.7 22 Eidseter Istad Nett AS Øystein Kvalvåg 

Mulvik kraftverk 0.32 1.1 22 Aura Sunndal Energi KF Sunndal Energi KF 

Usma kraftverk 5.00 19.5 22 Aura Sunndal Energi KF Småkraft AS 

Råssåfoss kraft 5.30 26.0 22 Ranes Svorka Energi AS Rossåfoss kraft as 

Kysinga kraft 1.23 6.5 22 Svorka Svorka Energi AS KysingaKraft as 

Brunstad 2.50 11.6 22 Sykkylven Sykkylven Energi AS Brunstad Kraft 

Valgermo/Giskemo 1.00 3.0 22 Giskemo Tafjord Kraftnett AS Valgermo/Giskemo AS 

Kyrkjevollgrova 0.30 1.0 22 Ørsta Tussa Nett AS Privat 

Total 16.2 70.3 



Lysbilde 13: Gjennomførte endringer fra forrige utredning 


Nettområde Eier 

Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon 

Område Kommune 

Ledig innmatingskapasitet 

[MVA] 

Sum potensial i hht. 

NVEs kartlegging 

[MW] 

Sum "aktuell" ny 

produksjon 

[MW] 

A Hareid 0 1 0.0 

A Herøy 0 2 1.0 

A Sande 0 0 0.0 

A Ulstein 0 3 0.0 

A Vanylven 0 37 15.7 

A Volda 0 63 22.2 

A Ørsta 0 111 42.1 

B Haram 0 6 1.5 

B Norddal 0 51 5.5 

B Skodje 0 2 0.0 

B Stordal 0 7 0.0 

B Stranda 0 124 59.4 

B Sula 0 0 0.0 

B Sykkylven 0 37 11.6 

B Vestnes 0 21 8.9 

B Ørskog 0 13 10.3 

B Ålesund 0 1 0.0 

C Aukra >50 0 0.0 

C Eide 20 3 0.0 

C Fræna >50 3 2.2 

C Gjemnes >50 11 0.0 

C Midsund >50 1 0.0 

C Molde >50 10 0.0 

D Aure 20 10 2.7 

D Averøy 30 1 0.5 

D Kristiansund 40 0 0.0 

D Smøla 20 0 0.0 

D Tingvoll 8 7 2.3 

E Halsa 7 20 8.8 

E Nesset 15 83 35.4 

E Rauma 46 64 51.7 

Regional E kraftsystemutredning Rindal 2 Møre og Romsdal 12 2011 0.0 

Istad E Nett Sunndal / TRT / 27.05.2011 48 67 46.2 

E Surnadal 7 53 35.7 

Lysbilde 14: Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon pr. kommune. 


13 

Fargekoding for ledig 

innmatingskapasitet: 

0 MVA 

0-10 MVA 

10-50 MVA 

>50 MVA 

Fargekoding for differanse mellom 

innmatingskapasitet og potensial for småkraft 

(resurskarlegging/aktuell) 

10 MW 

A 

(Tussa+) 

14 

C 


B 

(Tafjord+) 

D 


E 

25

26 



Andre energibærere en el. 

Stasjonær energibruk i Møre og Romsdal 2008 → 

Fjernvarmeanlegg og lokale varmesentraler i MR↓ 



Lysbilde 15: Statistikk for stasjonær energibruk i Møre og Romsdal i 2008. Fjernvarmeanlegg og lokale 

varmesentraler i Møre og Romsdal. 

Lysbilde 16: Aktuelle produksjonsutvideleser. Statusgrupper 

2008 Petroleumsprodukt 

3 % 

Avfall 

1 % Total: 

Kull, koks 

0 % 

Elektrisitet (alm) 

28 % 


Gass 

15 % 

15 

Ved, treavfall 

3 % 

Nettområde Eier Kommune Sted Type Mottaker 

Normal 

prod. 

[GWh/år] 

Kommentar 

Nordmøre Nordmøre 

Averøy Kristvika Dampkjel basert på Skretting AS 55 Antatt tot. damp og el- 

Energiverk AS Energigjenvinning KF 

avfallsbrenning 

produksjon i 2011 

Istad Nett AS Gjemnes kommune Gjemnes Batnfjordsøra Olje/elkjel Komm. bygg 1 

Istad Nett AS Istad Nett AS Molde Årø, Molde vest Elkjeler, fliskjel, gasskjel Industri- og bolig 5 

Nesset Kraft AS Nesset kommune Nesset Eresfjord, Eidsvåg Lokal varmesentral, 

flisfyring og el 

Stranda Energiverk Stranda kommune Stranda Stranda Fjernvarme, forbrenning 

AS 

av trepellets 

Skoler 1 2 anlegg 

Ringstad skoole og 

Stranda omsorgsenter 

1 

13 TWh 

Elektrisitet (kii) 

50 % 

Sunndal Energi AS Sunndal Energi AS Sunndal Sunndalsøra Spillvarme fra Sunndalsøra sentrum og 

20 Forventet prod. i 2011 

smelteverk, gasskjel Hydro 

Svorka Energi AS Svorka Energi AS Surnadal Surnadal Fjernvarme, briketter, Surnadal Sentrum, 

6 

flis, el, olje 

næring og offentlige 

bygg, samt boliger 

Sykkylven Energi Sykkylven kommune Sykkylven Sykkylven LVS, pellets Sykkulven bo og 

2 


aktivitetssenter 

Nordmøre Tingvoll kommune Tingvoll Tingvollvågen og Fjernvarme, olje og el i Offentlige bygg 3 Etablering av ny 

Energiverk AS 

Beiteråsen dag 

varmesentral for bioenergi 

vurderes 

Nordvestnett AS Vestnes kommune Vestnes Helland Varmesentral flis, olje, el Hellandheimområdet, 

komm. bygg 

3 

Tafjord Kraftnett Tafjord Kraftvarme AS Ålesund Grautneset, Fjernvarme, 

95 Herav 30 GWh elprod. 


Ålesund sentrum søppelforbrenning, 

Tilgjengelig varmeprod. 

sjøvarmepumper 

150 GWh 

Total 192 

5. Framtidige overføringsforhold 

Ny produksjon 

Installert effekt [MW] 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

vann gass vindL vindS 

(land) (sjø) 

Inkluderte prosjekter (”aktuelle”): 

KGB = konsesjon gitt, bygging startet* 

KG = konsesjon gitt (NVE og/eller endelig) 

KS = konsesjonssøkt 

KAA = konsesjon avslag (NVE), anket 

FM = forhåndsmeldt 

ØV = øvrig 

*) Ikke uttømmende liste, bygging kan også ha startet i 

gruppe KG. 

ØV 

1000 

FM 

800 

KAA 

600 

KS 

400 KG 

200 KGB 



Middelproduksjon [GWh] 

1400 

1200 

0 

vann gass vindL vindS 

Ikke inkludert prosjekter 

FMI = forhåndsmeldt, ikke tatt til behandling av NVE 

FMA = forhåndsmeld, planlegging avsluttet 

KGA = konsesjon gitt, planlegging avsluttet 

KAE = konsesjon avslag uten anke (endelig) 

ØVA = øvrig, planlegging avsluttet 

16 

ØV 

FM 

KAA 

KS 

KG 

KGB


Vannkraft 

Installert effekt[MW] 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Lysbilde 17: Aktuell ny vannkraftproduksjon 


Aktuelle vannkraftprosjekter referert nærmeste eksisterende 

regional-/sentralnettsstasjon med 132 kV. 




Vannkraft 

Total 

Møre og 

Romsdal 

GWh 

Aura 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

Brandhol 

Fræna 

Giskemo 



Lysbilde 18: NVE ressurskartlegging for ny småkraftproduksjon. 

Grytten 

Gylthalsen 

Haugen 

Håheim 

Istad 

Kjelbotn 

Kristiansund 


Leivdal 

Ranes 

Stranda 

17 

18 

Sykkylven 

Tafjord K1 

Trandal Kraftverk, 

Tussa Kraft AS 

Samlet plan 

NVE ressurskartlegging (automatisert) 

Aktuelle prosjekter (meldt/omsøkt, under planlegging) 

Stranda 

Ørsta 

Nesset 

Rauma 

Sunndal 

Volda 

Surnadal 

Norddal 

Sykkylven 

Vanylven 

Vestnes 

Halsa 

Ørskog 

Rindal 

Gjemnes 

Molde 

Aure 

Tingvoll 

Haram 

Stordal 

Eide 

Fræna 

Ulstein 

Skodje 

Herøy 

Hareid 

Ålesund 

Midsund 

Averøy 

Tustna 

Sande 

Samlet Plan 

1000-9999 

kW 

50-999 kW 

Lysbilde 19: Aktuell ny vindkraftproduksjon. 

Lysbilde 20: Produksjonsscenarioer 

28 


Vindkraft 


Aktuell ny vindkraft tilsvarer hhv. 32 og 20 % av dagens totale produksjonskapasitet, hhv. 

installert effekt og middelproduksjon. 




Produksjonsscenarioer 

Produksjonskapasitet [TWh/år] 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

Konsesjon 

2011 

"Aktuelle" 

2011 

Idrift 

2011 

Potensial 

ref. 2004 

Konsesjon 

2011 

"Aktuelle" 

2011 



Potensial 

Produksjonsscenarioer (endring ref. 2011) 

ref. 2004 2020 

2025 


19 

Lavt Basis Høyt Lavt Basis Høyt 

2020 2025 

Produksjonsscenarioer (endring ref. 2011) 

20 

Kraftverk Kommune Innmating Tiltakshave Innst. Middel- Status Dato 

132 kV r 

effekt produksjo gruppe 

MW n 

GWh 

Haram Haram Alvestad Haram 

66 200 KG 24.06.2008 

vindpark 

Kraft 

Havsul I Sandøy Nyhamna Havgul 350 985 KG 24.06.2008 

Haugshor Sande Håheim Norsk 

75 180 KAA 

net 

Hydro 

Havsul II Giske, Ørskog Havgul 400 1140 KAA 

24.06.2008 

Haram 

(800) (2280) (oppr.) 

Skardsøya Aure Tjeldberg- Statkraft 

70 210 FM 01.06.2008 

odden Agder 

Energi Vind 

DA 

Rognskog Halsa/Surn NEAS- Statkraft 

90 250 FM 01.01.2007 

adal ringen Agder 

Energi Vind 

DA 

Ertvågøy Aure NEAS- Statkraft 

70 210 FM 01.01.2006 

øst 

ringen Agder 

(justert) 

Energi Vind 

DA 

Gasskraft/øvrig 

Vindkraft (sjø) 

Vindkraft (land) 

Vannkraft 


Vannkraft 6.50 0.50 1.23 3.36 0.50 0.75 1.00 0.50 1.25 1.50 

Vindkraft (land) 0.46 0.13 0.45 --- 0.00 0.13 0.45 0.00 0.45 0.45 

Vindkraft (sjø) 0 0.99 0.99 --- 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.99 

Gasskraft/øvrig 0.19 3.07 0.00 --- 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 

Total 7.16 4.68 2.66 0.50 0.88 1.45 0.50 1.70 2.93

Ironman TBO 

BioWood Averøy 

Nyhamna** 

Statoil TBO 

Hydro Sunndal* 

Hustadmarmor 

Alminnelig fors. 


Forbruksscenarioer 

Stadium: 2020 

Ironman TBO 


Nyhamna** 

Statoil TBO 


Hustadmarmor 


0 1 2 30 41 52 63 

4 5 6 

Lysbilde 21: Forbruksscenarioer 


Stadium: 2020 

Årsforbruk [TWh] Årsforbruk [TWh] 




Ironman TBO 


Høyt 

Nyhamna** 

u/NSGI 

Høyt Statoil TBO 

Hydro BasisSunndal* 

Hustadmarmor 

Lavt 

Alminnelig 2010 fors. 

Stadium: 2025 

Ironman TBO 


Høyt 

Nyhamna** 

u/NSGI 

Høyt Statoil TBO 

Hydro BasisSunndal* 

Hustadmarmor 

Lavt 

Alminnelig 2010 fors. 

Lysbilde 22: Produksjons- og forbruksscenarioer sammenstilt 

0 1 2 30 41 52 63 

4 5 6 

Årsforbruk [TWh] Årsforbruk [TWh] 


21 

Stadium: 2025 

Produksjons- og forbruksscenarioer sammenstilt 

Endring [TWh/år] 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

-1 


2020 2025 

Scenario for last 



22 

Forbruk KII 

Høyt u/NSGI 

Høyt 

Basis 

Lavt 

2010 

Forbruk alm 

Prod. høyt 

Prod. basis 

Prod. lavt 

Høyt u/NSGI 

Høyt 

Basis 

Lavt 

2010 

29

30 



Kraftbalanser med kombinasjoner av 

produksjons- og forbruksscenarioer 

Kraftbalanse [TWh/år] 

(middelproduksjon - forbruk) 

0 

-1 

-2 

-3 

-4 

-5 

-6 

-7 

-8 


2011 2020 2025 

Stadium og produksjonsscenario 



Lysbilde 23: Kraftbalanser med kombinasjoner av produksjons- og forbruksscenarioer 


MW 

MW 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 



Lysbilde 24: Kraftbalansescenarioer for delområder 

Scenario 

2025A 

Kraftbalansescenarioer for delområder 

500 

0 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

Effektbalanse 




Ny produksjonskapasitet 



Område 

Effektbalanse 







Område 

TWh/år 

TWh/år 

18 

16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

18 

16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

Energibalanse 






Energibalanse 






Scenario 

2025B 


23 


Område 


Område 

24 

A 

(Tussa+) 

Forbruksscenario 

Høyt 

Basis 

Lavt 

2010 

C 


B 

(Tafjord+) 

D 


E 

2025A: 

Høyt lastscenario 

(alm. og KII) og 

lavt produksjonsscenario 

stadium 2025 

2025B: 

Lavt lastscenario 

(alm. og KII) og 

høyt produksjonsscenario 

stadium 2025


Lysbilde 25: Scenarioer forbruk (energi) 


Energibalanse, historisk og scenarioer 

Vist scenario: høyt 

Ironman TBO 


Nyhamna** 

Statoil TBO 


Hustadmarmor 


Total ALM+KII, basis 

Total ALM+KII, høyt 

Total ALM+KII, lavt 

Produksjonskap. u/ny 

Faktisk produksjon 

Produksjonskap. våtår 

Produksjonskap. tørrår 

16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 




Forbruk og produkjson [TWh/år] 

1996 

1998 

Lysbilde 26: Scenarioer maksimallast (effekt), ekskl. uprioeritert. 

2000 

2002 

Effektbalanse, historisk og scenarioer 

Vist scenario: høyt 

Ironman TBO 


Nyhamna** 

Statoil TBO 


Hustadmarmor 


Total ALM+KII, basis 

Total ALM+KII, høyt 

Total ALM+KII, lavt 

Produksjonskap. u/ny 

Last og produkjsonskapasitet [TWh/år 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 



2002 

2004 

2006 

2008 

2004 

2006 

2010 

2008 

2012 

2010 

2014 

2012 

2016 

2014 

2018 

2016 


2018 

2020 

2020 

2022 

2022 

2024 

2024 

2026 

25 

26 

2026 

2028 

2028 

2030 

16.00 

14.00 

12.00 

10.00 

2030 

8.00 

6.00 

4.00 

2.00 

0.00 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

Prod. 

kap. 

Prod. 

kap. 

Vist ny 

produksjon 

= aktuell 

(Ny gasskraft) 

Ny vindkraft 

(sjø) 

Ny vindkraft 

(land) 

Ny vannkraft 

Eksisterende 

Vist ny 

produksjon 

= aktuell 

(Ny gasskraft) 

Ny vindkraft 

(sjø) 

Ny vindkraft 

(land) 

Ny vannkraft 

Eksisterende 

31

32 

6. Forventede tiltak og investeringsbehov 

Tiltaksoversikt (1/3) 

Lysbilde 27: Oversikt nett-tiltak (1/3) 










27 

28




Lysbilde 30: Saneringsmuligheter 





Saneringsmuligheter 

• Endrede forutsetninger med bl.a. etablering av nye 

420 kV ledninger kan gi redusert nytte for enkelte 

av eksisterende 66 og 132 kV ledninger. 

• Manglende lønnsomhet ved reinvestering kan 

medføre sanering når ledningenes levetid er utgått. 

• Sanering vil medføre andre investeringsbehov 

(transformering etc.) 

• Aktuelle saneringer på kort og lang sikt: 

– 66 kV Rotevassdalen-Straumshavn-Leivdal (konsesjon OED) 

– 132 kV Haugen-Leivdal (konsesjon NVE) 

– 132 kV Ørskog-Sykkylven (jf. tilleggssøknad Ørskog-Fardal) 

– Diverse ledninger i Haugen-/Håheim-området ifbm. mulig nettomlegging 

(under planlegging) 

– Den ene av to kurser på 132 kV ledning Hauglia-Haukåsdalen 

– 66 kV Istad-Rokset (under planlegging) 

– Diverse transformatorstasjoner 




29 

30 

33

34 

7. Oppsummering 

Oppsummering (1/3) 

Lysbilde 31: Oppsummering (1/3) 



• Dagens kraftsystem 

– Kraftforbruk (2010): 10,5 TWh, hvorav 59 % ”KII” (+0,2 TWh) 

– Produksjon (2010): 6,2 TWh (87 % av middelproduksjon) 

– Produksjonslinja SU3 ved Hydro Sunndal (ca. 1,5 TWh/år og 

170 MW ute av drift i hele 2010. Oppstart planlagt ila. 2011 

– Maksimallast (2010/2011): 

• Alminnelig forsyning : 867 MW (-7 MW) 

• KII: 752 MW (+21 MW) 

– Forsyningssikkerheten for M&R/Midt-Norge er ikke 

tilfredsstillende (to reservekraftverk a 150 MW er etablert) 

– Industriprosjekter på vent/i fare for å ikke bli gjennomført 

– Nettbegrensninger for ny produksjon 

• Ørskog og sørover 

• Nordmøre 

– Høy alder på deler av nettet. 





• Framtidige overføringsforhold 

– Kraftforbruk i høyt scenario (referanse 2010): 

• ”KII”: + hhv. 2,2 og 3,7 TWh i hhv. 2015 og 2025 

• Alm: + hhv. 0,17 og 0,4 TWh i hhv. 2015 og 2025 (1 %/år) 

– Ny produksjon (”aktuelle” men usikre prosjekter): 

• Vannkraft: 1,2 TWh fordelt på 135 kraftverk 

• Vindkraft: 1,4 TWh fordelt på 4 vindkraftparker hvorav en i sjø) 

• Gasskraft 0,0 TWh (ett gasskraftverk med konsesjon, prosjekt lagt på is febr. 2011) 

– Kraftunderskudd høyt forbruksscenario uten ny produksjon 

• Hhv. 5,7 og 7,4 TWh i hhv. 2015 og 2025 (mot 3,3 TWh i 2010) 




31 

32





• Forventede tiltak og investeringsbehov 

– Lastøkning 

• Tiltak for å sikre leverings- og forsyningssikkerhet lokalt og 

regionalt. 

• Viktigste tiltak er etablering av ny 420 kV Ørskog-Fardal 

– Tilknytning av ny produksjon 

• Direkte prosjektrelaterte tiltak 

• Tiltak for å fjerne nettbegrensninger for produksjonsinnmating 

– Reinvesteringer og restruktureringer, inkl. mulig sanering av 

eksisterende ledninger 




33 

35

36 


Denne hovedrapporten er et offentlig sammendrag av grunnlagsrapporten til regional kraftsystemutredning 

for Møre og Romsdal. Grunnlagsrapporten er underlagt taushetsplikt. Hovedrapporten 

og en egen lysbildepresentasjon med figurene fra denne rapporten er tilgjengelig på 

Istad Netts hjemmeside www.istadnett.no. 

Oversikt medlemmer i gjeldende kraftsystemutvalg samt kontaktpersoner i utredningsansvarlig 

selskap og hos NVE vedrørende kraftsystemutredninger for Møre og Romsdal er vist i tabellen 

nedenfor. 

Navn Selskap Mailadresse Telefon 

Gerhard Eidså Istad Nett AS gerhard.eidsa@istad.no 907 92 666 

Tormod Stene Nordmøre Energiverk AS ts@neas.mr.no 71 56 55 56 

Alf Vee Midtun Rauma Energi AS alf@rauma-energi.no 71 22 67 14 

Jørund Kvande Sunndal Energi KF jk@sunndalenergi.no 71 68 95 52 

Kraftsystemutvalg 

pr. 

1.6 2011 

Jens Petter Riksem Sykkylven Energi AS 

Jan Egil Torvnes Tafjord Kraftnett AS 

Thore Gagnat Tafjord Kraftnett AS 

Tone Sundklakk Tussa Nett AS 

Knut Arve Tafjord Tafjord Kraftvarme AS 

jens-petter@sykkylven-energi.no 

jan-egil.torvnes@tafjordkonsern.no 

thore.gagnat@tafjordkonsern.no 

tone.sundklakk@tussa.no 

knut.tafjord@tafjordkonsern.no 

70 24 63 00 

70 17 55 35 

70 17 55 47 

70 04 61 54 

70 10 07 31 

Hallgeir Øyen Hustadmarmor AS hallgeir.oeyen@omya.com 71 26 77 52 

Sigbjørn Hanem Statnett, Region Midt-Norge sigbjorn.hanem@statnett.no 71 69 72 14 

Ingrid Eivik Statnett, hovedkontor, Oslo ingrid.eivik@statnett.no 22 52 71 23 

Bengt Endreseth Møre og Romsdal Fylke bengt.endreseth@mrfylke.no 95 87 88 83 

Utrednings- Kristoffer Sletten Istad Nett AS kristoffer.sletten@istad.no 71 21 35 10 

ansvarlig Tor Rolv Time Istad Nett AS tor.time@istad.no 71 21 36 98 

Kontakt- 

NVE, seksjon for nett 

person NVE Skule Nilsen (EMN) sni@nve.no 22 95 98 79 

KRAFTUTTRYKK OG ENHETER 

Effekt: 

Forbruk/produksjon/overføring av elektrisk energi pr. tidsenhet. Brukes bl.a. til å angi maksimal last 

innenfor ett år (som normalt inntrer vinterstid etter noen dager med lave temperaturer), maksimal 

produksjonskapasitet ved kraftverk samt høyeste overføringskapasitet og overføringsbehov for en 

kraftledning. 

Enheter: W, kW (kilowatt) = 1.000 W, MW (megawatt) = 1.000 kW 

Energi: 

Forbruk eller produksjon av elektrisk kraft over tid. Brukes bl.a. til å angi årsforbruk (som for 

eksempel er ca. 25.000 kWh for en husstand) og midlere årsproduksjon for et kraftverk. 

Enheter: kWh (kilowattime), MWh (megawattime) = 1.000 kWh, GWh (Gigawattime) = 1 million 

kWh, TWh (terawattime) = 1 milliard kWh. 

Spenning 

Enheter: V(volt), kV (kilovolt) = 1.000 V

Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal ... - Istad Nett AS

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?