-V i har nok å henge fingrene i om dagen, her er det ingen som går rundt og lurer på hva de skal gjøre, sier daglig leder Rune Skjevdal i Hywer AS. –Men jeg er sterkt bekymret for hva som vil bli situasjonen om få år dersom NVE ikke snart får behandlet flere søknader om utbygging av småkraftverk. Nå har det vært nærmest stopp i mange år, og det kan ikke fortsette slik.

Skjevdal opplyser at Hywer har småkraftprosjekter for i alt 200 GWh under konsesjonsbehandling og planlegging.

Han frykter at den manglende kapasiteten hos NVE til å behandle småkraftkonsesjoner, vil føre til svært få byggeklare prosjekter om to-tre år, slik at leverandørene må trappe ned aktiviteten betydelig. Det vil være svært uheldig, både for småkraftbransjen og samfunnet.

–En slik utvikling vil harmonere dårlig med de klare politiske signalene om det det må bygges ut fornybar energi i et omfang og tempo som aldri før her i landet.

14 prosjekter på gang

Skjevdal forteller at Hywer for tiden har et helhetlig ansvar for i alt fjorten utbyggingsprosjekter, de fleste innen småkraft, der selskapet har prosjektering og prosjektledelse, i de fleste tilfellene dreier det seg om totalentreprise.

Han legger til at det i år er blitt færre igangsetteringer av nye prosjekter. Og de forventer at antallet vil gå ned i tiden fremover. Men selskapet har fått noen prosjekter innenfor storkraft, blant andre Gravdalen kraftverk, som vil veie opp for en nedgang innen småkraft.

NVE svarer ikke

–Det tar alt for lang tid å få svar fra NVE. Vi sendte inn en konsesjonssøknad om bygging av et småkraftverk i mai 2020, men har ennå ikke hørt noe.

For søknader om forlengelse av konsesjoner som tidligere er gitt, kan behandlingen ta flere år, og da er jo mye av femårsperioden allerede gått. For ett av våre prosjekter, Grønlielva kraftverk, søkte vi om fristforlengelse i mars 2022, men vi ennå ikke fått svar på om saken er til behandling.

–Direkte flaut

–Også når det gjelder søknader om å få gjort små justeringer som det tidligere kunne ta noen dager å få svar på, bruker NVE nå mange måneder på å behandle. I ett eksempel har vi ventet halvannet år på tillatelse til gjøre en endring som NVE etterspurte i konsesjonen de ga oss!

Dette er en håpløs situasjon både for oss, våre samarbeidspartnere og ikke minst for grunneierne, og vanskelig å forklare for mannen i gata. Det er direkte flaut, folk forstår det ikke, sier Skjevdal.

Utfordringer

I likhet med de andre leverandørene til småkraften opplever også Hywer utfordringene i kjølvannet av corona-perioden; leveringsproblemer og sterke prisøkning på komponenter.

I fjor hadde Hywer en omsetning på 623 millioner kroner og et årsresultat på minus 20 millioner kroner, mye som følge av økte finanskostnader. I 2022 var resultatet tilnærmet null, mens selskapet gikk med 16.4 millioner kroner i overskudd i 2021.

Tatt for stor risiko

Skjevdal forklarer det dårlige resultatet i fjor med at det tidligere er blitt tatt for stor økonomisk risiko ved inngåelsen av kontrakter, ikke minst i forbindelse med tunnelboring, der kostnadene er blitt undervurdert.

– Det har vi nå gjort noe med. Noe eksponering av risiko må vi ta høyde for, men nå har vi bedre kontroll, og vi sier heller nei til prosjekter når vi er i tvil, sier han.

De ledende leverandørene av turbiner og andre elektromekaniske komponenter til småkraftbransjen, Spetals Verk, Energi Teknikk og HM Energi, kan vise til gode regnskapstall de siste årene, alle med en pen økning i omsetningen. De tre selskapene har alle plussresultater, med resultatgrader mellom 8 og 9 prosent.

«All time high»

–Per nå har vi i alt 24 prosjekter gående, og det går mot «all time high» omsetning i 2024. Vår ordrebok har aldri vært så stor før, og den strekker seg inn i 2026. Vi opplever et marked som er sultent på nye prosjekter, sier daglig leder Arild Klette Steinsvik i Energi Teknikk AS i Rosendal.

Han legger til at de har rigget selskapet og organisasjonen for fortsatt høy aktivitet fremover.

–Når aktiviteten øker, slik den har gjort de siste årene, må vi være i stand til å levere. – Vi har styrket grunnbemanningen og laget gode allianser med andre i bransjen, ikke minst med underleverandører, for å kunne ta toppene når de kommer.

Bygge kompetanse

Over tid har vi hatt fokus på å bygge opp kompetanse og en stab av flinke og godt motiverte medarbeidere. Det har vi lyktes godt med. For å kunne produsere nok turbiner, er det opprettet to produksjonslinjer hos våre underleverandører, sier Steinsvik.

Han legger til at Energi Teknikk får sine turbiner produsert i Serbia og Tyrkia, mens de selv gjør all engineeringen, og i tillegg produserer kontrollanleggene lokalt.

Selv om det er mange oppdrag i markedet, peker Steinsvik på at konkurransen er tøff, også på pris. Det er gjennomgående lav fortjeneste i prosjektene, noe som gjenspeiler seg i at resultatgraden til Energi Teknikk og konkurrentene ikke er spesielt høy, til tross for økt omsetning.

Tøffe utfordringer

–Tiden etter corona-pandemien har vært krevende, men vi har jo på et vis kommet oss gjennom det. Vi vil nok få et noe svakere resultat dette året. Prisene har steget ganske mye på enkelte komponenter og vi har fortsatt utfordringer knyttet til leveringstid, det gjelder blant annet transformatorer og apparatanlegg.

Men vår største utfordring er å få tak i de gode hodene. Vi konkurrerer med olje- og gassindustrien og deres høye lønnsnivå. Det snakkes mye om omstillingen til det grønne skiftet, at folk skal over fra olje og gass til fornybar. Men offshorenæringen går som aldri før og tiltrekker seg de beste folkene, på bekostning av landbasert industri.

Mørke skyer

–Hvordan ser du på fremtiden?

–Det henger noen mørke skyer over horisonten. Flere av våre kunder rapporterer at de nå bygger for fullt, og at de i tillegg har prosjekter inne for konsesjonsbehandling hos NVE, men at det går alt for tregt. Dette gjør oss urolig.

Steinsvik viser til at NVE har fått tildelt et hundretalls nye stillinger. Hans frykt er ikke at saksbehandlerne i NVE ikke skal kunne få opp farten og behandle nok konsesjonssøknader. – Det som nå er viktig, er at politikerne gir tydelige signaler på at NVE også må ta unna søknader om utbygging av småkraft, og ikke bare prioritere effekt og storkraft.

Unik kompetanse

–Vi har bygd opp en unik kompetanse over mange år i småkraften, den må vi ta vare på og bruke. Det er nødvendig å bygge nye kraftverk i årene fremover. Både Norge og Europa har et skrikende behov for mer fornybar energi, og det kan dokumenteres at småkraften er den fornybarkilden som kan bygges ut raskest, med minst konflikter og det desidert laveste fotavtrykket for natur og miljø, sier daglig leder Arild Klette Steinsvik i Energi Teknikk AS.

V ed utløpet av 2. kvartal i år hadde Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) 261 konsesjonssaker som ikke hadde fått tildelt saksbehandler, skriver direktoratet i en rapport. 96 av disse var vannkraft.

Direktoratet skriver at det har en økende saksmengde som ikke er blitt tildelt saksbehandler eller er i aktiv saksbehandling. Flere av sakene er uten saksbehandler «fordi de ikke er prioritet etter NVEs prioriteringskriterier », heter det i rapporten. Som kjent prioriterer NVE stor og fleksibel vannkraft foran småkraft.

I første og andre kvartal fikk NVE inn 73 søknader om stor kraft og småkraft.

«Majoriteten av disse er småkraftverk. Det er også kategorien småkraftverk som ligger i kø i påvente av saksbehandler. Stor vannkraft tas løpende til behandling», skriver NVE.

Stillstand

Spesialrådgiver Øystein Grundt i Småkraftforeninga er ikke fornøyd med situasjonen.

– Det har vært stillstand i flere år. Det går søknader inn, og det går nesten ikke noe ut.

– NVE sier de skal sette flere folk på, og lære opp flere. Men det har ikke gitt noen effekt for småkraften?

– Nei, vi har ikke merket noe til det foreløpig. Det er langt mellom liv og lære.

Tildelingsbrev

– Hva står det på, er det evnen eler viljen?

– Jeg skal ikke spekulere på hvilke interne forhold i NVE som gjør at de ikke behandler småkraft, men de viser til tildelingsbrevet fra Energidepartementet, at de skal prioritere stor vannkraft og opprusting og utvidelse. Det er for så vidt forståelig, men det er ikke flere saker enn at det burde være igjen ressurser til å behandle annen type vannkraft også.

– Hvor mange småkraftsaker er det i kø?

– Av sakene som har kommet inn i år, ca. 25, er det knapt noen som har blitt tildelt saksbehandlere, vil jeg tro. Så er det nok flere fra tidligere år som fortsatt venter.

Betydelig kø-vekst

– Køen vokser?

– Ja, den gjør jo det. Om det har kommet inn 25-30 søknader i år, og så har det gått 2-3 vedtak ut, er det en ganske betydelig vekst i køen i mine øyne.

– Hvorfor er det problematisk?

– Regjeringen har som mål å få fram mest mulig fornybar energi, og da er det problematisk at man ikke behandler de søknadene man har. Folk har investert tid og penger, de har et ønske om å bidra lokalt med produksjon, og opplever å vente i årevis på svar. Det er uheldig. De eldste sakene er fra 2018. Saker blir sendt på høring på nytt, fordi det har gått for lang tid siden forrige høring, uten at det er fattet vedtak.

Tynnes ut

– Kan NVE gjøre noe med dette uten å få et nytt og endret tildelingsbrev?

– Jeg vil anta at ikke tilgjengelige ressurser er bundet opp med prioriterte oppgaver i tildelingsbrevet, og da er det opp til ledelse i konsesjonsavdelingen hvordan en vil disponere tilgjengelige ressurser.

– Men mangler det egentlig prosjekter? Det er jo mange kraftverk under bygging?

– Det er omtrent 60 småkraftverk under bygging, men tilnærmet alle bygges på konsesjoner gitt under den forrige regjeringen. Antall gitte konsesjoner tynnes ut. Man må se litt lenger fram enn ett eller to år for å kunne opprettholde den gode leverandørkjeden som er bygget opp.

Etterlyser forutsigbarhet

Carl-Fredrik Lehland, daglig leder i Cadre, sier selskapet har sendt inn ni konsesjonssøknader, og at de har 15 søknader under arbeid som skal sendes inn fortløpende før sommeren neste år.

– Det tar veldig lang tid å få saksbehandler. I vår dialog med NVE får vi høre at vi ikke er prioritert. Energidepartementet må endre sin holdning til småkraftbransjen og instruere NVE til å ta det opp blant sine prioriterte områder, sier Lehland.

Han sier Cadre og resten av bransjen er avhengig av forutsigbarhet i saksbehandlingen, så de kan opprettholde trykket, spre utbyggingen utover og holde en stabil aktivitet.

Kjente prioriteringer

Energiteknikk har spurt om å få intervjue noen i NVE som kan svare på kritikken fra Småkraftforeninga. Vi har stilt spørsmål om hvorfor de ikke behandler flere småkraftsøknader, når man kan forvente at flere søknader blir behandlet, og om NVE mener det er et problem at det behandles få småkraftkonsesjoner.

«Vi behandler sakene ut fra de politiske prioriteringene som bransjen er godt kjent med, og etter dagens regelverk. Det er prioriteringer og regelverk som alle kraftprodusenter må forholde seg til, også Småkraftforeningen », svarer direktør for energi og konsesjon i NVE, Inga Nordberg, i en epost via NVEs presseavdeling.

Etterlyser svar

– Vi hadde gjerne sett en litt mer offensiv holdning fra NVE når det gjelder spørsmålet om når de ser for seg at behandlingstiden vil gå ned og de får begynt å ferdigbehandle søknadene. Vi skulle gjerne hatt noen estimater, sier Øystein Grundt da han får høre svaret fra direktoratet.

– Vi i pressen stiller mange av de samme spørsmålene år etter år, fordi bekymringen i og kritikken fra bransjen er den samme år etter år. Kan du skjønne om NVE blir lei av å svare?

– Hvis de er lei av å svare på det, burde de kanskje gjort noe med det, med å behandle flere søknader. Når du spør om de samme tingene, er det nettopp fordi det er status quo, sier Grundt.

Flytte til Førde

Daglig leder i Forte Vannkraft, Rein Husebø, sier de har konsesjonssøknader hvor de har ventet et par år på saksbehandler.

Han mener de fleste av småkraftprosjektene har tilnærmet null konflikt.

– Behandlingstiden kunne vært kort. Jeg har sansen for forslaget om å flytte hele småkraftkonsesjonsbehandlingen til NVEs kontor i Førde, der saksbehandlere kan øremerkes til småkraftsaker. I den regionen har man også tilgang på gode fagfolk som kan bransjen, sier Husebø.

Leverer energi

Han påpeker at de store vannkraftprosjektene, som kommer først i køen, i stor grad er effektprosjekter.

– Skal du ha mer energi, er det faktisk småkraft som er nærmest. Vindkraft på land er jo tungt. Så skal du ha noe på kort sikt, burde vi levere ganske mye, hvis vi fikk hurtigbehandling på enkle ting, sier Husebø.

E tter at Bjarne Nereng begynte på å designe og tegne nedskalerte vannkraftturbiner til småkraftmarkedet på slutten av 1980-tallet, og fikk det første salget til en småkraftprodusent ti år seinere, har BNturbinene vært et kjent begrep i bransjen.

Fant Fadum

Nereng trengte da å knytte seg til en mekanisk industribedrift som kunne produsere turbinene han tegnet og fikk solgt til kunder som turte å satse på en fersk og til da uprøvd teknologi.

Valget falt på Lier-bedriften Fadum Tekniske AS rundt århundreskiftet. BNTurbin var allerede da inne i småkraftmarkedet med en spansk underleverandør som produserte turbinene, basert på Nerengs design.

I 2004 kom HM Elektro Automatikk AS inn i det som etter hvert ble et trekantsamarbeid: Fadum Tekniske sto som hovedleverandør og mekanisk produsent og sammenstiller, i tillegg til å fronte produktet på markedet, BNTurbin designet og leverte tegninger (og eide teknologien), mens HM Elektro Automatikk leverte apparat- og kontrollanlegg.

Suksess-bedrift

Energiteknikk fulgte Fadum Tekniske i årene fremover. Bedriften ble en ledende leverandør av aggregater til de mange småkraftverkene som ble bygget av private grunneiere de neste 10-15 årene.

Høsten 2011 hadde bladet en reportasje fra Fadum med overskriften «Turbin-suksessen ». Der kunne man lese at bedriften til da hadde levert i alt 131 maskiner til i alt 106 kraftverk. I 2008 og 2009 var de opp i over tjue turbiner i året. Det sto en Fadum-turbin i annet hvert småkraftverk!

Omsetningen var fordoblet på tre år, og Fadum gikk med store overskudd. Det gjorde også BNTurbin.

Så kom den store omstruktureringen i småkraftbransjen. Bankene strammet kraftig inn på kravet til egenkapital, og det ble vanskelig for grunneiere å bygge småkraftverk selv, samtidig som risikoen ved å eie og drive ble betydelig større etter hvert som de mest lønnsomme prosjektet var bygget ut. Etter hvert overtok de store – og mer solide - utbyggingsselskapene markedet.

Mens konkurrenter som Energi Teknikk og Spetals Verk posisjonerte seg mot og inngikk rammeavtaler med de store utbyggerne, forsøkte Fadum å holde seg til sitt opprinnelige marked. Det var dessuten tegn til at småkraftmarkedet ville falle dramatisk når tilskuddsordningen med grønne sertifikater skulle avvikles rundt 2020.

Fadum syntes å prioritere ned salget av nye turbiner til småkraftmarkedet. Fram til 2020 fungerte samarbeidet mellom Fadum, BNTurbin og HM Elektro Automatikk tilsynelatende godt. Men i 2021-2022 skjedde det mye. Erik Nilsen, som sammen med sin bror Morten eide Fadum og var drivkraften, gikk bort, brått og uventet. Det førte til en stillstand i bedriften, og gjorde det vanskelig å fortsette trekantsamarbeidet.

Styrt avvikling

Fadum hadde fortsatt forpliktelser som leverandør til allerede inngåtte avtaler, og gjennomførte leveransene med hjelp fra blant annet HM Elektro Automatikk. Men bedriften gikk dessverre mot en styrt avvikling.

Fra å være en levende mekanisk industribedrift med 15–20 ansatte opp mot 2020, eksisterer Fadum Tekniske i dag kun på papiret, uten ansatte, med Morten Nilsen som eneeier. De som hadde jobbet på verkstedet, fant seg raskt andre jobber, og noen nøkkelpersoner ble med over til det som i dag er HM Energi for å videreføre utvikling, produksjon og salg av BN-turbinene.

Fusjon

I 2022 ble HM Elektroautomatikk enig med Bjarne Nereng om å fusjonere med BNTurbin og døpe om selskapet til HM Energi AS. Grunnleggeren og hovedmannen bak designen, Bjarne Nereng, er i dag ansatt hos HM Energi, og jobber fortsatt med å videreutvikle og forbedre turbinene.

Francis-, pelton- og kaplanturbinene som HM Energi leverer i dag, er, med visse tilpasninger, identiske med de som også ble levert under Fadum-paraplyen, og som det finnes over 300 av i landets småkraftverk. HM Energi har for tiden ti nye turbiner under leveranse.

Turbindelene produseres stort sett hos underleverandører, mens tavleproduksjon, salg og utvikling foregår hos HM Energi på Klepp på Jæren.

Oppbyggingsfase

– Vi er i utgangspunktet en liten organisasjon med rundt 15 ansatte som er i en oppbyggingsfase, sier daglig leder Bjørn Malde hos HM Energi til Energiteknikk.

– Vi søker for øyeblikket etter flere dyktige medarbeidere. Som leverandør til småkraftmarkedet er vi betydelige, og har ambisjoner om jevn og kontrollert vekst, og fortsatt være en av de foretrukne leverandørene, sier Malde.

Ettermarkedet vokser

Selskapet har nettopp ansatt Arnljot Brand Breistein (39) som ny daglig leder, med tiltredelse 1. november. Malde vil da gå over i en lederstilling i selskapet med spesielt ansvar for ettermarkedet.

– Ettermarkedet og serviceog vedlikeholdsmarkedet er blitt så enormt stort at vi vil satse ganske tungt her. Derfor ønsker jeg å bruke mest mulig av min tid på denne oppgaven. Men jeg kommer også til å ha en rolle rundt strategi og bedriftsutvikling, sier Malde.

For øyeblikket er selskapet involvert i rundt 10 prosjekter, og Malde tror dette er nivået på aktiviteter som de bør ligge på framover.

Økende konkurranse

– Men konkurransen øker. Stadig nye, utenlandske leverandører vil komme inn i et attraktivt norsk marked. Vi vil ikke konkurrere i det aller laveste prissegmentet, men satser heller på kvalitet framfor kvantitet, sier Malde.

Han peker også på at de prismessig beste småkraftprosjektene begynner å bli færre for utbyggerne, men også at økte kraftpriser øker toleransen for høyere utbyggingskostnader.

– Det har blitt ekstremt mye dyrere å bygge ut i dag enn for bare noen få år siden. Alle trodde vi ville få et bratt fall i utbyggingen etter 2020, men det har ikke skjedd. Så vi er fortsatt BN-turbiner står klare til levering i verkstedet på Lier ved Drammen. I sin storhetstid kunne Fadum Tekniske levere over tjue turbiner i året. optimister med tanke på markedsutviklingen, sier han.

Ikke totalleverandør

Malde forteller at de ikke har konkrete planer om å ekspandere ut i det internasjonale markedet. Bedriften har heller ingen planer om å utvide markedsaktivitetene i retning av å bli en totalleverandør av nøkkelferdige løsninger.

– Vi konsentrerer oss enn så lenge om å være en solid og pålitelig leverandør av elektromekanisk utrustning, sier han.

Deres leveranser inneholder ofte transformatorer fra Møre Trafo, bryteranlegg fra ABB, mens anerkjente europeiske leverandører som TES og Indar ofte er foretrukne underleverandører av generatorer.

– Vår portefølje av underleverandører er ikke statisk. Vi velger underleverandører etter hva som passer best for våre kunder, understreker han.

P å Småkraftdagene i vår mottok han Småkraftprisen for sin store innsats som daglig leder i Småkraftforeninga siden 2011.

De som fulgte småkraftbransjen i den store utbyggingsperioden fra begynnelsen av 2000-tallet og det første ti året, opplevde Småkraftforeninga som en kamporganisasjon, med ledere som sto på barrikadene med klar og kraftfull tale.

Det gjaldt ikke minst overfor den sittende regjering og de profesjonelle utbyggerne som hadde kommet på banen, med Småkraft i spissen. Disse ble lenge sett på som den store trusselen mot småkraften.

Steile fronter

Frontene sto steilt mot hverandre, representert ved daværende styreleder Trond Ryslett i Småkraftforeninga, som argumenterte sterkt for at grunneierne selv skulle bygge ut småkraften, og daværende sjef for Småkraft AS, Rein Husebø, som advarte mot risikoen ved å bygge og drive småkraftverk, noe styrelederen hadde lite til overs for.

Kampsakene sto i kø for foreningen. Årsmøtene kunne ha stor underholdningsverdi, med ramsalt argumentasjon fra talerstolen, og det var mye ståhei. Det bidro utvilsomt til å skape blest om foreningen, men også til å gjøre det vanskelig å få gjennomslag.

Når budskapet ofte var så til de grader politisk preget, blant annet med klar oppfordring fra styreleder til årsmøtet om å dra hjem for å stemme for regjeringsskifte, var det ikke så lett å ta foreningen seriøst.

Umoden bransje

På den tiden var småkraften en høyst umoden bransje, og aktiviteten i foreningen var mye basert på frivillig innsats fra tillitsvalgte, med begrenset administrativ støtte, fra Norskog og Bondelaget. I årene før Tveit overtok i 2011, hadde det vært skiftende daglige ledere i foreningen.

En av de første oppgavene han tok fatt på, var å bedre forholdet til Småkraft og de andre industrielle utbyggerne, med sikte på å få disse med i foreningen.

–Alle har felles interesser

–Det er jo slik at når avtalene om leie av fallrettighetene er inngått, har grunneiere og utbyggere stort sett sammenfallende interesser. De industrielle aktørene konkurrerer om å leie fallrettigheter og å kjøpe opp kraftverk. Men når dette er på plass, har alle felles interesser, blant annet i å påvirke rammebetingelsene i viktige saker som grønne sertifikater, grunnrenteskatt, konsesjonskø og nettilknytning, sier Tveit.

–Det er avgjørende at vi står sammen, sier han.

Stor strukturendring

Tveit peker på at den tidligere ideologiske motsetningen om hvem som skulle bygge småkraftverk, etter hvert ble langt mindre fremtredende. Da bankene begynte å stille krav til betydelig egenkapital ved utbygging av småkraftverk, foruten at de mest lønnsomme prosjektene var bygget ut, ble det etter hvert nærmest økonomisk umulig for private grunneiere å bygge kraftverk selv.

De siste ti årene har det skjedd en betydelig omstrukturering av småkraften. I dag bygges det nesten ikke kraftverk i privat regi, samtidig som et betydelig antall kraftverk er blitt solgt til de profesjonelle utbyggingsselskapene. Men grunneiere har beholdt fallrettighetene, i noen tilfeller, også mindre eierandeler i kraftverket.

Større faglig tyngde

–Vi så tidlig at dersom vi skulle få gjennomslag for våre saker, blant annet om grønne sertifikater og grunnrenteskatt, så måtte småkraften jobbe sammen. Det var ikke minst viktig å kunne underbygge våre argumenter og krav med solid dokumentasjon. Men de tunge ressursene satt hos utbyggerselskapene, ikke i foreningen.

Vi trengte større faglig tyngde i det rammepolitiske arbeidet, blant annet mer utredningskapasitet. Da måtte vi forsøke å forene kreftene gjennom en felles interesseorganisasjon. I mellomtiden ble det viktig å kunne samarbeide best mulig fra sak til sak.

Manglet ressurser

Tveit legger til at Småkraftforeninga hadde et betydelig antall medlemmer, det var etablert et system for myndighetskontakt, og de kunne stille med solid erfaring og god innsikt i politiske prosesser. Det var mye dugnadsånd i foreningen, men den manglet økonomiske og menneskelige ressurser, som kunne bli tilført dersom utbyggingsselskapene ble medlemmer.

Og det lykkes Tveit med. I dag fremstår Småkraftforeninga med en felles stemme for eiere og driftere av småkraftverk. Alle utbyggingsselskapene er blitt medlemmer, sammen med de uavhengige kraftverkene som eies av grunneiere. Bak alle verkene i den moderne småkraften står det om lag 7000 fallrettseiere.

Forankret i distriktene

–Om du er eier av kraftverket eller bare leier ut fallrettighetene, er du like avhengig av at næringen oppnår gode rammevilkår. Det er en viktig avklaring at fallrettighetene til vassdragene tilhører gårder spredt over hele landet, til evig tid. Småkraften er dypt forankret i og gir økonomiske ringvirkninger for distriktene, og dette gir oss legitimitet i vårt arbeid overfor regjering og storting for å påvirke rammebetingelsene, sier Tveit.

Han viser til at eksempelvis Senterpartiet har forkjærlighet for småkraften, naturlig nok. – Å drive med småkraftverk er som å plante skog. Det er tidsperspektivet. Forskjellen er at du ikke trenger vente med avkastningen. Mer generelt er småkraften godt forankret på Stortinget, med tyngdepunkt i de borgerlige partiene, mens det radikale venstre er mer forbeholden.

Langt bedre økonomi

Lenge var Tveit den eneste ansatte i Småkraftforeninga. Men i 2020 kom Øystein Grundt fra NVE, der han var seksjonssjef for småkraft-konsesjoner, for å bli spesialrådgiver for vannkraft. Senere er flere kommet til, slik at foreningen nå teller fire ansatte.

Innmeldingen av utbyggingsselskapene har bidratt til at økonomien er blitt vesentlig bedre. Foreningen tok selv over arrangementet av de årlige Småkraftdagene, også det har gitt gode penger i kassa. Foreningens inntekter har vokst fra fire millioner kroner i 2013 til over ti millioner kroner i 2023, og årsresultat var på solide 1,5 millioner kroner. I fjor hadde foreningen en opptjent egenkapital på nærmere ni millioner kroner.

Profesjonell organisasjon

–Bedre økonomi har gjort det mulig å ansette flere medarbeidere og bygge opp solid faglig kompetanse, i tillegg til at vi kan bruke mer ressurser på ulike utredninger og aktiviteter. Småkraftforeninga fremstår i dag som en profesjonell interesseorganisasjon, sier Tveit.

–Vi legger stor vekt på å jobbe faglig med sakene, og bruke de beste tilgjengelige tallene som grunnlag for våre beregninger i arbeidet overfor myndighetene og andre, understreker daglig leder Knut Olav Tveit.

D en lille gruppen av småkrafteiere i møterommet til MGS, Motor & Generatorservice AS i Porsgrunn, følger nøye med når sivilingeniør Ronny Solberg legger ut om typiske generatorskader og hvordan disse kan unngås med forebyggende vedlikehold.

Energiteknikk er blitt med på et av kursene som Solberg holder for driftspersonell i småkraftverk i samarbeid med Småkraftforeninga. Kursene går fra «Lunsj til lunsj» med overnatting, og er begrenset til 14 deltakere. Så langt er det blitt arrangert i alt fire slike kruser, med til ammen 41 deltakere.

Utgangspunktet for dette tiltaket er de mange skadene på generatorer i småkraftverk. Ifølge statistikken er 80 prosent av alle forsikringsskadene knyttet til generatorer. Dette har ført til en kraftig økning av premiene.

–Det kan dreie seg om skader som kan være kostbart å reparere. Omvikling av stator i en generator kommer fort mellom én og to millioner kroner, foruten det kan være snakk om lengre avbrudd og betydelig produksjonstap, fortalte Solberg.

Viktig å følge med

–Dere kan gjøre en stor forskjell ved å følge med. Vi foretar grundige kontroller av generatorer i småkraftverk hvert tredje år, og da avdekker vi ofte feil som enkelt kunne vært oppdaget av driftspersonell på et tidlig tidspunkt, før feilene har fått utviklet seg til alvorlige skader, og i verste fall, til havari.

På kurset går Solberg gjennom slike typiske feil som kan avdekkes og forebygges av driftspersonell uten spesiell fagkompetanse. –Mye det som jeg viser dere her på dette kruset, trenger man ikke å være generatorspesialist for å oppdage, sa han.

Solberg har for øvrig skrevet en fagartikkel om generatorskader på side 44 i bladet.

Befaring i verkstedet

Etter å ha hørt på Solberg en times tid, tok han deltakerne med seg på befaring i verkstedet. Her fikk de se på typiske skader på generatorer som var inne til reparasjon. Solberg forklarte og svarte på spørsmål. Så vandret forsamlingen tilbake i møterommet og fortsatte undervisningen.

Hensikten med kurset er å gjøre personell som jobber med drift, vedlikehold og oppfølging av småkraftverk, i stand til å gjennomføre enkle, regelmessige kontroller av generatorer som kan gjøres i periodene mellom tyngre tilstandskontroll og vedlikehold som skal utføres av fagfolk hvert tredje år, i henhold til Sikkerhetsforskriften.

MGS gjør årlig rundt ett hundre slike grundige tilstandskontroller i småkraftverk. Deres erfaringer er at om lag 1/3 av generatorene i god stand, 1/3 har mindre feil, mens 1/3 er dårlig.

Mye dårlig vedlikehold

–Den generelle tilstanden til generatorer i norske småkraftverk er bekymringsfull, og som følge av dårlig vedlikehold skjer det mange skader og havarier, fremholdt Solberg.

Det går vanligvis med åtte timer på en slik tilstandskontroll, som skal gjennomføres hvert tredje år. – Vi kontrollerer så mye det er mulig uten å demontere generatoren. Da skal man være trygg på at maskinen skal gå bra i tre år til, vel og merke dersom dere sørger for å følge med og foreta enkle årlige egenkontroller.

Dokumentere kontrollen

Og det skal lite til før det kan verste kan skje, ifølge Solberg. En løsnet mutter eller skrue kan for eksempel gjøre ufattelig stor og kostbar skade på statorviklingen. Men også dette er det mulig å kunne oppdage ved å lytte etter støy og ulyder under nedkjøring av maskinen og se etter løse gjenstander nede i maskinen.

Skipsgeneratorer

Han fortalte at generatorene i småkraftverk, i utgangspunktet er skipsgeneratorer. Ettersom rederne planlegger at skipene skal hogges opp når de er blitt tjue år gamle, fordi klassifiseringen da blir veldig kostbar, trenger ikke produsentene å lage generatorer som varer lengre.

Skipsgenerator er lettere og billigere å produsere enn generatorer for store kraftverk, som er bygd for en helt annen levetid. Fordelen er at generatorer i småkraftverk er i ro, og dette er med på å forlenge levetiden.

Bort fra havaristyrt

–Vi skal å gjøre hva vi kan for at levetiden til generatorene skal bli så lang som mulig, oppfordret Solberg.

– Skal generatoren vare i 40 år, så kan du ikke la den gå til den havarerer. Det er mye i en generator som kan feile, og dersom du ikke gjør noe, holder kanskje ikke maskinen lenger enn 10-15 år.

Vi må bort fra havaristyrt og over til forebyggende vedlikehold og tilstandskontroll i småkraftbransjen, fremholdt Solberg.

Stort utbytte av kurset

–Dette kurset har vært veldig bra og nyttig, jeg har lært mye, sa Tord Erik Lien til Energiteknikk i etterkant av kurset. Lien er eier av Lielva kraftverk ved Krøderen i Buskerud.

Han har driftsansvaret for kraftverket, som har en peltonturbin på 1,2 MW effekt og en årlig kraftproduksjon på 3,5 MW.

–Jeg må innrømme at jeg var temmelig blank når det gjelder generatorer i forhold til det jeg vet om turbin og andre komponenter. Kurset har gitt meg mye å tenke på, og jeg fikk nyttige tips om hvordan feil kan oppdages for å forebygge skader, og hvordan årlige kontroller kan gjennomføres.

Jeg er nå blitt langt mer bevisst på hvor kritisk viktig generatoren er, og jeg ser på den med nye øyne. Et slikt kurs burde vært obligatorisk for oss som drifter småkraftverk, sier Tord Erik Lien, som forteller at hans inntrykk er at også de andre deltakerne er godt fornøyd med kurset.

K raftverket utnytter et fall på 149 meter fra Kjetevatn i Tovdalsvassdraget i Birkenes kommune. Francisturbinen på 9,99 MW gir en årsproduksjon på 47 GWh, nok til å forsyne 2500 husstander med strøm, langt flere enn det er i vertskommunen Birkenes.

Flateland er det første kraftverket som Cadre ferdigstiller. I sitt andre driftsår har selskapet, lokalisert i Kristiansand, i alt 28 småkraftverk i drift, og de har så langt inngått 50 fallrettigheter.

Det var god stemning på plassen utenfor kraftstasjonen, der om lag 150 gjester hadde samlet seg for å være med på åpningen. Det brant godt fra veden i bålpanna, og røyken blandet seg med duften fra grillingen av kjøtt som gjestene kunne forsyne seg av når de benket seg sammen inne i det store teltet som var satt opp for anledningen.

I teltet var det underholdning av en lokal country-artist, før daglig leder i Cadre, Carl- Fredrik Lehland, kunne ønske alle velkommen til det han betegnet som en festdag.

Planer siden 1990-tallet

Lehland fortalte at Flateland har hatt en lang fødsel siden grunneierne begynte å sysle med tanken på å hente energi ut av Tovdalsvassdraget på 1990-tallet.

Omsider fikk utbyggingen klarsignal i henhold til industrikonsesjonsloven, som blant annet krever at hovedeier ikke kan ha mer enn 90 prosent eierskap, samtidig som kraftverket hjemfaller til staten etter 60 år.

Hektisk aktivitet i 2021

Det ble spesielt hektisk aktivitet på våren i 2021, året konsesjonen gikk ut. Etter at det var klart at kraftverket skulle bygges, hadde Cadre svært kort tid på seg til å skaffe finansieringen på drøye 300 millioner kroner, og finne noen som kunne påta seg byggingen av kraftverket.

Valget falt på Tinfos, og kontrakten med hovedentreprenøren ble undertegnet 8. juni 2021, før finanseringen var på plass. Men for å kunne komme i mål, måtte Tinfos starte planleggingen før avtalen var signert. Det ble et hardkjør for å rekke å få på plass underleverandører innen fristen for byggestart 13. september.

Reddet på målstreken

–Flateland kraftverk ble reddet på målstreken takket være Tinfos sin vilje og evne til å ta risiko, sa Lehland. Han takket selskapet og dets underleverandører for utmerket samarbeid og for å ha levert et flott anlegg på budsjett, 2,5 måneder før avtalt tid.

Prosjektdirektør Rune Kristian Mork i Tinfos kunne fortelle at Flateland er deres første EPCkontrakt og største totalentreprise. Tunnelen på 7.5 kilometer er over dobbelt så lang som den de har hatt tidligere, og Tinfos har heller ikke tidligere bygd et kraftverk med så mange inntak. Mork roste anleggsfolkene i Flage Maskin og Nomeland Maskin for å ha gjort en flott jobb.

Til Finland etter kapital

Det lykkes ikke å få norsk kapital til å finansiere prosjektet, men det finske selskapet Sv Vesivoima Oy, som er eid av en rekke energiselskaper, trådte til. En delegasjon på ti personer herfra var kommet til åpningen, blant andre Måns Holberg, styreleder i Vegusdal Kraft AS, som eier kraftverket, der for øvrig Carl Fredrik Lehland er daglig leder.

Holmberg kunne fortelle at Flateland er det åttende småkraftverket Sv Vesivoima har i Norge.

–Glitrende distriktspolitikk

Cadre hadde fått stortingsrepresentant Gro-Anita Mykjåland, medlem av energi- og miljøkomiteen, til å foreta den offisielle åpningen av kraftverket. Da hun klippet over snoren, startet aggregatet i kraftverket.

–Jeg er imponert over utholdenheten til grunneierne, som har tatt intiativet til byggingen av dette flotte, moderne kraftverket. Flateland er et glitrende eksempel på distriktspolitikk, sa Mykjåland.

–Vi har 850 småkraftverk i drift i dag, men vi trenger flere. Småkraft er blant et mest lavthengende fruktene for å få bygd ut mer fornybar energi, fremholdt hun.

7,5 kilometer med tunnel

Den største utfordringen ved prosjektet har utvilsomt vært sprengningen i alt 7,5 kilometer med vannveier, med inntak i magasinet Kjetevatn. Herfra går det en fem kilometer lang tunnel til to bekkeinntak.

Prosjektleder Andreas Brunner hos byggherren Cadre forteller til Energiteknikk at sprengning ble valgt fremfor boring på grunn av tunnelstørrelsen. Det ble ikke plass til en tunnelboremaskin inne i tunnelen.

Mer effektivt enn boring

Dessuten fant de ut at sprengning ville være langt mer effektivt enn boring, ettersom det gjorde det mulig å drive tunnelen fra to retninger samtidig, og laste ut masse på den andre siden. – Vi kunne bruke samme borerigg på begge sider. Det krevde mindre transport av masser. På den måten halverte vi tiden for fremdriften, sier Brunner.

Ettersom det hastet veldig å komme i gang med byggingen, før konsesjonen gikk ut, var det kritisk viktig å få etablert en prosjektorganisasjon som kunne jobbe effektivt og målrettet fra første dag, både for å skaffe finansiering og finne en hovedentreprenør.

–Det klarte vi, arbeidet med kraftverket kom i gang i slutten av august. Ettersom vi hadde valgt å bruke elektriske borerigger, ble det også jobbet hektisk å få tilknytning for byggestrøm. Vi hadde en god dialog med Glitre Nett, og kom også i mål med det.

Støtte på svakt fjell

Hele overføringstunnelen var sprengt høsten i mai i fjor, mens trykktunnelen sto ferdig i august. Brynner forteller de var klar over at fjellkvaliteten var varierende. Enkelte steder støtte de på svakhetssoner, som gjorde det nødvendig med ulike sikringstiltak, som bolter og sprøytebetong. Det forsinket fremdriften, men forsinkelsene ble tatt igjen på strekninger med god fjellkvalitet.

Mye kulde og nedbør

Tunnelarbeidet gikk over to vintere med perioder preget av sterk kulde i området. Ifølge Brunner hadde det liten innvirkning på tunneldriften, men gjorde at anleggsarbeidet med inntakene ble krevende. Også mye nedbør i perioder bød på utfordringer.

Sist vinter ble det arbeidet på spreng for å få kraftverket ferdig til prøvedrift i januar i år, to og en halv måned tidligere enn planlagt. Den sterke kulden gjorde at vannet i vassdraget frøs, og det samlet seg store mengder is. Dette gjorde det spesielt krevende å ferdigstille vannveien, blant annet med installasjon av ulike inntakskomponenter, som luker og rister. – Det ble en tøff prosess, men vi kom i mål, sier Brynner.

Nøkkelen til suksess

Han forteller at det var om lag femti personer på anlegget på det meste, de fleste i tunneldriften.

Når det gjelder et så stort småkraftprosjekt som dette, mener Brunner at nøkkelen til suksess er å få etablert en godt tilrettelagt prosjektorganisasjon med personer som er dedikert for sine oppgaver og kan jobbe målrettet sammen.

–Det er viktig at utbygginger av småkraft har minst mulig fotavtrykk i forhold til natur og miljø. Derfor har vi en egen bærekraftkoordinator som følger prosjektet tett og rapporterer om eventuelle avvik. Også Tinfoss har det samme. I prosjektet har vi også en grunneierkoordinator. Kunnskap om lokale forhold er gull verdt, og vi erfarer at grunneiere kan komme med mange nyttige innspill, sier prosjektleder Andreas Brunner i Cadre AS.

E gil Kambo har vært nødt til å finne en rekke kreative løsninger når hans arbeidsfolk i løpet av høsten får koplet de to småkraftverkene Eikemo og Djuvselva til nettet på den uveisomme nordsiden av Åkrafjorden i Etne kommune i Vestlandland fylke.

Funn av et uerstattelig fornminne midt i rørtraseen på Djuve, verken kabel- eller mobilsignal på Eikemo, en Y-avgrening på duktile rør som ikke finnes og anleggsarbeid på et sted som er så uveisomt at det kvalifiserte til programserien «Der ingen skulle tru at nokon kunne bu» på NRK.

Først litt fakta: Djuvselva kraftverk (2,8 MW) og Eikemo kraftverk (2x1,5 MW) er to av i alt ni småkraftprosjekter som er planlagt eller igangsatt langs Åkrafjorden i Etne kommune. Byggingen av begge disse startet i april, og avsluttes sent i høst. Det er Kambo Energi AS som bygger kraftverkene, og det er Småkraft AS som etter hvert skal eie og drifte begge.

Første svedjebruk

Kulturminneloven pålegger utbyggere å undersøke alle berørte områder i et prosjekt om det finnes fornminner som skal tas vare på. På Djuve fant de 3500 år gamle spor av aske etter svedjebruk på det eneste flate området rørtraseen skulle passere.

Svedjebruk er den eldste formen for jordbruk, der bøndene svir av området før de sår. Funnet på Eikemo-sletta ble anslått av arkeologene for å være det tidligste beviset på matproduksjon langs Åkrafjorden.

For stor flate

– Utfordringen vår ble at vi måtte ha et 22 graders bend på røret, som vanligvis forankres. Med 32 bar trykk i røret, var det behov for en stor forankringsflate, men det kunne vi ikke gjøre på grunn av fornminnet, forteller prosjektleder Egil Kambo til Energiteknikk.

Røret passerte kloss inntil området med fornminnet, og Kambo fikk etter litt diskusjoner med Kulturminneavdelingen til Vestland Fylkeskommune, lov til å bruke en liten meter av området med fornminnet. Men det var fortsatt for lite. Rørgata kunne ikke flyttes.

Løsning i Emiratene

Tanken var å bruke strekkfaste rør, men standarden for en slik løsning kunne ikke ta av for kreftene i vannstrømmen,

Da kom Bjarte skår hos Småkraft AS, som skal overta Djuvselva kraftverk etter at det er ferdigstilt, opp med ideen om at de skulle utfordre rørprodusentene på om de kunne utvikle og produsere et spesialbend som er robust nok til å ta opp kreftene uten å ty til så omfattende forankring. Positivt svar fikk de kun fra Jindal, en kjent leverandør av duktile støpejernsrør på det norske markedet, med fabrikk i Abu Dhabi.

Entusiasme

– Fagfolkene på Jindal tok utfordringen og gjøv på med stor entusiasme. På kort tid kom de opp med et forslag som var teknisk godt nok til en akseptabel pris, sier Kambo.

Med Jindals løsning, som takler 37 bar, klarte prosjektet seg uten betongfundament i det hele tatt. Inngrepet i grøfta berører bare så vidt ytterkanten av det verneverdige området.

Kambo forteller at Jindal også laget en spesialavgreining der et bekkeinntak skulle føres sammen med hovedinntaket.

– En slik Y-avgrening i denne dimensjonen finnes ikke som standard i duktilt støpejern. Alternativet hadde vært å produsere den i stål, sikkert til samme pris. Men stål har den ulempen at det ruster, og duktilt støpejern har lengre levetid. Det er ingen god ide å legge en rørgate der komponentene har forskjellig levetid, påpeker han.

Får permanent mobildekning

En annen utfordring var at det var fryktelig dårlig mobildekning på Eikemo, og Telenor har for lengst fjernet kobberkablene til de ytterst få fastboende i området.

– Bøndene her må løpe rundt på tunet eller jordet for å finne en flekk med en strek på displayet. I prosjektet er vi fullstendig avhengig av kommunikasjon mellom anleggsområdene og til omverdenen. Helikoptertransport med flere turer om dagen er helt uaktuelt uten mobildekning, sier Kambo.

Løsningen ble at han fikk utstyr og beskrivelse av hvordan han monterte og koplet opp av Telia, og fløy opp en provisorisk hjemmebygget mobilmast i en konteiner, med internett via Skylink. Slik fikk også de fastboende i området en sårt etterlengtet mobildekning.

– Når prosjektet er ferdig, skal Telia komme og erstatte min «Reodor Felgen-løsning» med en permanent installasjon. Da får de også 5G i området, sier småkraftutbyggeren.

Uveisomt

Den største utfordringen i prosjektet har vært at begge kraftverkene ligger på nordsiden av Åkrafjorden, der det ikke finnes veiforbindelse, terrenget er sært bratt og det nesten ikke er mulig å komme i land noen steder. Unntakene er på Djuve, som har ei kai, men det er svært trangt, og på Eikemolandet er det ikke noen kai.

Eikemo kraftverk ligger for øvrig 200 høydemeter opp i elvejuvet, med en lang og kronglete veiforbindelse. Dette er årsaken til at Kambo valgte to peltonturbiner, som er enklere å transportere enn én større.

På fjernsynet

– Serien «Der ingen skulle tru at nokon kunne bu» på NRK hadde et innslag fra Eiekmo for en tid tilbake, og ordføreren i Etne kommune har uttalt at det er beklagelig at dette er en av ytterst få plasser i landet med fastboende som ikke har noen offentlig kommunikasjon med omverdenen, verken fysisk eller elektronisk, sier Kambo.

Det løser prosjektet med at de nå bygger et permanent kaianlegg på stedet. De to prosjektene kjøres i parallell med stort sett samme leverandører og stab. Maskiner, utstyr og materiell må fraktes på fjorden med to store og en mindre lekter og slepebåter.

– Det er tidkrevende, men går greit med nøye planlegging, understreker Kambo.

Kambo har en EPC-kontrakt med Småkraft AS om å bygge ut Djuvselva kraftverk. Her er det Småkraft som sitter på konsesjonen. For Eikemo kraftverk er det Kambo Energi AS som eier og har konsesjonen. Kambo har avtale med Småkraft om et salg når kraftverket står ferdig.

Omfattende nettprosjekt

Men så var det tilkoplingen. Nettet i området er svært begrenset, med bare en veldig gammel og veldig tynn 22 kVledning lanssmed fjorden på nordsiden.

Nettselskapet Fagne er i ferd med å prosjektere en ny, 11 km lang 132 kV-ledning fra en transformatorstasjon på Storbjørnli i Blådalen nord for Åkrafjorden. Den skal ende i en ny transformatorstasjon på Tysse, omtrent midt mellom Eikemo og Djuve.

Parallelt med dette, er de også i ferd med å prosjektere produksjonsradialene på rundt to km fra Tysse til de to kraftverkene. I beste fall står dette ferdig seinhøstes 2025, eller i verste fall høsten 2026.

Skredutsatt

– Det avhenger av leveringstider på materiellet og hvor heldig eller uheldige vi er med været, sier senioringeniør Karl Næs hos Fagne.

– Vi skal blant annet gjennom et dalføre som heter Skreddalen. Der er det ikke uvanlig med snøskred om vinteren. Vi skal holde oss på motsatt side av dalen, men må likevel ta hensyn til skredfaren, understreker Næs.

Inntil videre får Eikemo og Djuvselva lov til å kople seg på den gamle 22 kV-ledningen, men med svært redusert effekt.

Ledningsprosjektene er et ledd i en større utbyggingsplan hos Fagne. Den nye ledningen skal også transportere energien fra de øvrige sju kraftverkene som er planlagt langs Åkrafjorden.

Transformatorstasjonen og ledningen til Storbjørnli er estimert med en kostnad på litt over 200 millioner kroner.

I tillegg skal Fagne etter hvert etablere en 132 kV ledning fra Tysse østover mot Åkrabotn og tettstedet Fjæra innerst i Åkrafjorden. Den skal bedre forsyningssikkerheten for det vesle tettstedet, der blant annet Mowi har et stort oppdrettsanlegg. De planlegger å utvide, og trenger mer effekt.

Det foreligger også løse planer om hydrogenproduksjon i i forbindelse med utbyggingen av Rullestadprosjektene, som ligger få kilometer øst for Fjæra.

-F or denne type en kutts tunnelboring med tverrsnitt på 1200 meter, snakker vi her om «verdensrekord», sier daglig leder i Nordhard, Geir Birkeland, til Energiteknikk.

Han forteller at den forrige rekorden er på 1691 meter, satt på Småvoll kraftverk som Sunndal Energi og Forte vannkraft bygger oppe i Sunndalen på Nordmøre.

Birkeland regner med at boringen vil pågå helt til jul neste år.

– Vi vet at fjellet på Skjerdal er ganske hardt, og da går det ekstra ut over borekrona, som må skiftes når vi har boret 400- 700 meter. Vi klarer på et godt døgn å bore 20 meter, men med hyppige skift av borekrone, vil boringen nødvendigvis ta tid. Det tar to uker å få trukket den utslitte borekrona ut av tunnelen og få inn en ny på plass når vi er langt inne i tunellen, sier han.

Stopp for vedlikehold

I tillegg planlegger Norhard et lengre stopp til våren neste år for å gjøre nødvendig vedlikehold. Boreutstyret utsettes for betydelig slitasje, og det vil være nødvendig å skifte ut deler, samt overhale pumper og motorer.

Birkeland legger til at boreutstyret ikke er handelsvare, det blir laget av Norhard på deres verksted på Tonstad. Også bormaskinene er blitt bygd der.

Under boringen går to mann fra Norhard døgnkontinuerlige skift, slik at det på hvert anleggssted er et arbeidslag på åtte personer. De jobber 12 dager på og har 16 dager fri.

Birkeland forteller at boremaskinen som er inne i fjellet på Skjerdal kraftverk, veier 26 tonn. Bak den forreste enheten med borekronen, er det nok en maskin, en såkalt klatrer, som er med på å skyve borekronen oppover i tunnelen. I tillegg er det en egen maskin som står ute og skyver med et trykk på 350 tonn.

Det er ingen person inne i tunnelen. Boringen skjer med fjernstyring, av operatøren på stedet og fra Tonstad.

Boringen bruker elektrisk kraft. Denne type boring gir et langt mindre fotavtrykk i naturen og redusert CO₂-utslipp enn legging av rør eller sprengning og bruk av dieseldrevne borerigger.

–Vi klarer oss med et lite areal, tilsvarende størrelsen på tomten for kraftstasjonen. Ellers er det ingen synlige sår i naturen mellom kraftstasjonen og inntaket. I forhold til sprengning reduserer vi uttaket av masse med 90 prosent, påpeker Nordhard-sjefen.

Det er bruk av tunnelboring som har gjort det mulig å realisere prosjektet. Utbyggeren, Skjerdal Kraft AS, fikk først avslag av NVE, fordi utbyggingen vil «føre til svært store inngrep i eit fjordlandskap med stor verdi».

Avslaget ble anket til departementet, som ga klarsignal til en revidert plan, der vannveien ble lagt i tunnel fremfor å bygge en rørgate nedover fjellskråningen mot Aurlandfjorden.

K raftverket ligger rett ved Surna, et av landets beste lakseelver, noen hundre meter vest for Statkrafts store kraftverk Trollheim. Vannet henter de fra Trollheimen i sør, fjellmassivet som ligger mellom Nordmøre og Trøndelag med sine runde U-daler og dype V-daler, omgitt av skarpe, alpine topper og avrundede nuter.

Her skal turbinskovlene kryste kilowattimer ut av vannet som kommer i kast nedover bratte fjellvegger som Bjønnaveggen, Styggveggen og Jomfruspranget, fra topper og nuter som Sandfjellet, Bergulhammaren, Bollen og Bollåsfjellet. Det meste havner det regulerte vatnet Foldsjøen som er magasin for Trollheim kraftverk, men noe ender i det vesle Grytvatnet på et par høydemeter mer, rundt 422 moh.

Fra Grytvatnet føres vannet inn i ei to kilometer lang rørgate som går gjennom trange juv og åpne områder som bærer navn som Brattbakken og Stor- Anders-Lia, 393 høydemeter før det treffer turbinskovlene på Sagatun og til slutt renner ut i Surna.

Inntaksdammen

I Grytvatnet ligger det fra før en gammel dam som skulle hindre for stor vassføring i flomperiodene i Grytbekken, som løper ut fra Grytvatnet og ender i Surna ved Litløra.

Betongarbeiderne fra BB Entreprenør AS har bygd en ny, om lag tre meter høy og rundt 70 meter lang inntaksdam bak den gamle. Deler av dammen utføres som en platedam, resten som massivdam.

Svorka Energi AS, som skal drifte Setergrytå kraftverk, får 235 centimeter å regulere på. Det tilsvarer rundt tre dagers kjøring uten tilsig.

800 turer med helikopter

På grunn av store inngrep valgte Njord å ikke bygge anleggsvei for betongbiler til inntak. Det kunne også bydd på utfordringer, så bratt og trangt det er oppover i gjelet der Grytbekken løper.

I stedet har de fått lov til å anlegge en langt mindre ATV-vei som har fraktet arbeidere og mindre utstyr, mens betongen, rørene og større utstyr er blitt fraktet med helikopter fra Airlift AS. Bare betongen tok det rundt 800 turer å få fraktet opp til dammen.

To kilometer rørgate

– Til småkraftverk å være, er vannveien med ei rundt to kilometer lang rørgate ganske lang, sier prosjektansvarlig Leif Roger Bergheim hos Svorka Energi til Energiteknikk.

De har etablert eierselskapet Svorka Småkraft AS sammen med Småkraft AS, som eier 65 prosent, mens Svorka Energi eier 35 prosent.

Småkraft har hovedansvaret for selve utbyggingen, mens Svorka Energi skal stå for driften når kraftverket begynner å levere kilowattimer til nettet. Det er også Svorka som har ansvaret for å knytte kraftverket til 132 kV-transformatorstasjonen som ligger noen få hundre meter unna kraftverket.

Konsesjon i 2005

Det var Svorka som allerede i 2005 fikk konsesjon for å bygge kraftverket.

– Dette er et økonomisk marginalt prosjekt med en lang vannvei og mange omsøkte justeringer i årene etter at vi fikk konsesjon. Vi trengte en partner for å bygge ut prosjektet, og til slutt kom Småkraft på banen. Etter å ha finregnet og gjort nye analyser som ga oss gode prognoser på økte spotpriser i årene framover, fant vi til slutt lønnsomhet i prosjektet, sier Bergheim.

Ingen overraskelser

Etter at selve byggingen startet i januar 2023, har ikke prosjektet støtt på noen overraskende utfordringer.

– De utfordringene vi har hatt, visste vi om på forhånd, og det har vi løst greit. Det er tidvis trangt og bratt, og vi har hatt visse restriksjoner når det gjelder natur og miljø i og rundt Grytbekken, sier Bergheim.

Blant annet har de vært forsiktig med «blakking» eller for mye sedimenter i Grytbekken som ender opp i Surna. Det kan påvirke fisken, ikke minst laksen, i perioder. Det har også vært spørsmål rundt såkalt fossesprut, altså vanndisen som dannes i lufta rundt fossefall og kraftige vannføringer i bekker. Det danner grunnlaget for helt særegne naturtyper rundt vassdragene.

– Det er løst gjennom reguleringsbestemmelsene og pålegg om minstevannføring, sier han.

I elvestrekningen nedenfor kraftverket går det både laks og sjøaure. For å påvirke forholdene i elva minst mulig, er det installert en spesialtilpasset omløpsventil som slipper vannet forbi kraftstasjonen i tilfelle stopp i produksjonen.

Bergheim ønsker ikke å oppgi hvor mye kostnadene ender på for byggingen av kraftverket. Det har tidligere vært kjent at utbyggingen av Setergrytå, sammen med de to mindre prosjektene Øvre og Nedre Skorilla i Heim, som også sluttføres i høst, var kostnadsberegnet til 154 millioner kroner til sammen.

D et er mye som skiller seg ut ved Gjelmestad kraftverk i Kvinesdal. Utfordringene har stått i kø. Men nå står kraftverket der i full drift, med en årsproduksjon på 23 GWh.

Gjelmestad ble offisielt åpnet i slutten av september. Det er det 22. i rekken av kraftverk som Forte Vannkraft drifter.

Utbyggingssjef Sveinung Rud i Forte Vannkraft forteller til Energiteknikk at Gjelmestad kraftverk har hatt en lang reise, både før og etter at konsesjonen ble gitt i 2015.

Over tjue grunneiere

Litlåna elveeierlag eier grunnen til Gjemlestad kraftverk og representerer over tjue store og små grunneiere og fallrettseiere. De inngikk avtale med Forte Vannkraft i 2020.

Selskapet startet arbeidet med å utarbeide en detaljplan for prosjektet som fikk endelig godkjenning sommeren 2022, og byggingen kunne starte.

–Største utfordring i prosjektet har vært at vannveien krysser under Sørlandsbanen, noe som medførte mange møter med BaneNor og mye frem og tilbake før vi fikk planene godkjent.

Arbeidene med kryssing av jernbanen medførte også mye oppfølging i byggeperioden, med forsiktig sprengning og jevnlige inspeksjoner, sier han.

Måtte sikre mot ras

Rud legger til at det har vært nødvendig å rassikre området ovenfor inntaket.

–Det skal ikke underslås at anleggsarbeider og sprengning med naboer og tett bebyggelse rett i nabolaget krever litt ekstra fokus og samarbeid mellom beboere og anleggsarbeidere i byggeperioden.

Rud legger til at det også har vært andre utforinger i prosjektet, blant annet valg av trase for vannveien, tilkopling til transformator og strømnett.

–Men alt i alt har anleggsperioden gått veldig bra, med godt samarbeid med jernbane, naboer og NVE, som har fulgt oss tett opp i gjennomføringen av prosjektet, sier Rud.

Spesielt inntak

Det er ikke vanlig å bygge tyrolerinntak for småkraftverk, spesielt ikke når vannmengden er så stor som i dette tilfellet, med over 17 kubikkmeter.

–Vi valgte denne løsningen av flere grunner, ikke minst av hensyn til natur og miljø. Et tyrolerinntak et lite inngrep, det meste forsvinner jo ned i elva, dessuten er det selvrensende, du slipper grindrens. Vi har begynt å bygge flere tyrolerinntak etter hvert, sier Rud.

Tyrolerinntak i Gimlestad kraftverk er 2,5 meter bredt og 24,9 meter langt.

Fisketrapp og ålerenne

Vannet går derfra i en samlerenne frem til et inntak med en rulleluke. Rulleluken har en lysåpning på 2x3 meter. Bunnterskelen til luken er 161,15 meter, og luken får dermed et trykk på ca. 8 mVs ved DFV. Luken kan fjernstyres, og dermed åpnes og lukkes fra en driftssentral.

Inntaksluken fungerer også som en rørbruddsluke, og vil lukke seg ved et eventuelt rørbrudd. Inntaket har en ålepassasje og fisketrapp plassert på samme side som inntaksluken. Nedvandring av ørret skjer over en rist, som har lysåpning 15 mm mellom stavene.

Som en terskel i elva

Det er krevd en minstevannføring på 0,4 m3/s forbi inntaket. På motsatt side av inntaksluken kan vannet ledes gjennom en kanal som kan avstenges ved hjelp av to bjelkestengsler. Bjelkestengslene er 1,6 meter høye og 3,8 meter brede.

–Inntaket vil da også fungere som en terskel i elva, og vannstand på kote 166,0 beholdes ved full turbinslukeevne og minstevannslipping, det vil si at vannstanden heves ca. én meter i elva ved inntaket, opplyser Rud.

Tyrolerinntaket, rulleluken og bjelkestengslene er levert av Hywer. Risa AS har vært hovedentreprenør for utbyggingen.