M astergradsstudenten Yannick Cyiza Karekezi ved NTNU leverte i vår en masteroppgave som, uvanlig nok, endte opp som en fagfellevurdert, vitenskapelig artikkel som er under publisering i det internasjonale fagtidsskriftet IEEE Transactions on Energy Conversion.

Funnene som Karekezi og hans veiledere har gjort, førsteamanuensis Jonas Kristiansen Nøland ved Institutt for elkraftteknikk ved NTNU og førsteamanuensis Thomas Øyvang ved Institutt for elektro, IT og kybernetikk ved Universitetet i Sørøst-Norge (USN), har vakt oppsikt i elektrotekniske miljøer langt ut over Norges grenser.

Det viser seg at intermitterende energikilder, som vindkraft, er en mye større belastning for vannkraftgeneratorer som innimellom utfører systemtjenester, enn hva vannkraftprodusentene får betalt for.

Utnytter fleksibiliteten

Gruppen har sett på hvordan man kan utnytte vannkraftgeneratorers fleksibilitet for å kompensere for påvirkningen fra nye energikilder på kraftsystemet, og hva dette koster.

Nøland forteller at nytten ved prosjektet er at de har utviklet en metode for å utvikle den praktiske, gjennomsnittlig akkumulerte virkningsgraden over et år, med stor variasjon i driftspunktet. Spesielt i perioder der vannkraftgeneratoren også fungerer som fasekompensator.

Mysterium

– Det har i flere år vært et «mysterium » for fagfolk at velfungerende vannkraftgeneratorer kommer ut med en tilsynelatende elendig virkningsgrad bare de opererer litt periodevis som fasekompensator. Normalt skal en vannkraftgenerator ha en virkningsgrad på bare noen tideler av en prosent oppunder hundre.

Thomas Øyvang forteller at de har utviklet en metode for å kalkulere fortjenesten ved ulike operasjonsregimer.

– Det vil avdekke kostnadene for en produsent å drifte generatoren som en fasekompensator, sammenliknet med ordinær, kontinuerlig drift.

Nettet vil noe annet

Øyvang forklarer at for hvert aktive effektpunkt man er på, finnes det en reaktiv effekt som gir minst mulig tap. Det vil si at om den optimale reaktive effekten for vannkraftgeneratoren er på ett punkt, vil kanskje nettet at generatoren kjører med en helt annen reaktiv effekt. Da vil den reaktive effekten føre til en del ekstra tap for kraftprodusenten.

– Med vårt kalkuleringsverktøy klarer vi å regne ut hvor mye denne ekstra ikke-optimale reaktive effekten faktisk koster kraftprodusenten, sier Øyvang.

Tapt energi

Jonas Nøland peker på at etter hvert som kraftsystemet endrer seg, med innslag av ikke-regulerbar og intermitterende produksjon, får man mer intermittente svingninger i aktiv effekt. Det vil også være perioder med både underskudd og overskudd av reaktiv effekt som et resultat av spenningsutfordringene. Generatorene kan være en buffer for både aktiv effekt og reaktiv effekt, i tillegg til å være et svinghjul for nettet.

– Det blir veldig mange tjenester samtidig, som har en kostnad i form av tapt energi.

Raskere degradering

Nøland forklarer at om man kjører generatorene opp og ned kontinuerlig i stedet for å la de stå «med klampen i bånn» jevnt over med en stabil temperatur over tid, får du masse termiske transienter og utvidelser. Dette fører til raskere degradering av generatoren.

– Disse kostnadene for vannkraftprodusentene må settes opp mot alternativer, som for eksempel energilagring i form av hydrogen eller batterier. Vannkraften, med alt hva den må håndtere, må bli bedre verdsatt, understreker Nøland.

Åbjøra kraftverk

Thomas Øyvang forteller at de har brukt Åbjøra kraftverk, som eies og driftes av Skagerak Kraft, som grunnlag for studien. Her har de fått tilgang til driftsdata fra kraftverket igjennom USNs samarbeid med Skagerak Kraft.

Åbjøra kraftverk er et magasinverk med ett aggregat på cirka 100 MW med relativt lang driftstid; ofte opp mot 7000 timer per år. Kraftverket kjøres innenfor den fleksibiliteten som dette gir plass til for å utnytte vannressursene best mulig, inkludert start og stopp. Oppstartstid for aggregatet fra stillstand er innenfor 10 minutter.

Systemtjenester

I tillegg deltar Åbjøra i alle Statnetts markeder for systemtjenester, deriblant primærreserver (FNR og FDR) og ytterligere sekundærreserver (FRR) hvor Statnetts landssentral styrer effekt-settpunkt direkte, for eksempel innen 40 MW med kort responstid.

Tertiærreserver kommer til slutt. Regulerkraft har vanligvis hatt responstid innen 15 minutter. Nå kan dette omfatte kontinuerlig regulering av effekt, i tillegg til start eller stopp av aggregatet.

– Vi ser at tertiærmarkedene er i endring, og vil bli mer og mer automatisert. Åbjøra vil antakelig fortsette å være et aggregat med mulighet for veldig fleksibel drift, forklarer Øyvang.

De har også hatt tilgang til gode tidsserier med data fra to andre internasjonale bruker-caser.

Utvikler metodikk

Øyvang og Nøland er nå i ferd å utvikle en metodikk som skal forenkle de i utgangspunktet svært kompliserte beregningene som må til for å finne de reelle kostnadene for vannkraftprodusenter som leverer slike systemtjenester for Statnett.

D e 137 gamle stolpene er byttet ut med nye, men i samme design, de karakteristiske kuplene har fått LED-lys. Bare siden i vår har entreprenørselskapet Omexom gravd 1600 meter med kabelgrøfter og lagt 3000 meter med rør.

Etter fire år er Omexom så å si i mål med et nokså unikt prosjekt; total renovering av det interne lysanlegget i Frognerparken.

Føringer fra Gustav Vigeland

– Dette prosjektet har vært både spennende og krevende, ikke minst fordi vi under gravearbeidet skal unngå å skade røttene til de mange trærne i parken, samtidig som vi har fulgt Gustav Vigelands krav om at de nye lysstolpene skal stå nøyaktig der de gamle var plassert. Etter alle disse årene har trærne vokst og fått store rotsystemer, så det har virkelig gitt oss utfordringer.

Energiteknikk møter prosjektleder Øyvind Hagen i Omexom på en solfylt augustdag helt nord i utkanten av parken, der det siste strekket med grøfter blir gravd og lysstolper satt opp. Akkurat her går traséen langs en gangvei der det er få trær, slik at gravingen går greit med anleggsmaskin.

Med spade og vakuumgraver

Men i traseer med omfattende rotsystemer har gravelaget fra Omexom vært nødt til også å gå over til spade, og i det mest krevende tilfellene har de brukt vakuumgraver og luftblåser med sugebil for å fjerne massene rundt røttene, slik at rørene kunne legges frem til mastepunktene.

Hagen forteller at de har samarbeidet tett med eksperter på trær, arborister, for at gravingen skulle skje så skånsomt som mulig og ikke skade røttene, noe som kunne føre til at trærne på sikt ville visne og dø eller velte overende.

Fredet

Frognerparken med Sinnataggen, Monolitten og de 211 andre skulpturene laget av billedhugger Gustav Vigeland, ble fredet av Riksantikvaren etter kulturminneloven i 2009, under navnet «Frognerparken og Vigelandsanlegget ». Anlegget ble påbegynt på slutten av 1920-årene, men først rundt 1950 var de fleste av de i alt 600 figurene på plass.

– Dette har lagt føringer for arbeidet med å grave flere tusen meter med grøfter, kjøre med anleggsmaskiner i området, renovere gamle lyktestolper og sette opp nye – alt mens det er tusenvis av besøkende i parken daglig som vi også må tenke sikkerhet for, sier Hagen om prosjektet, som utføres på vegne av Bymiljøetaten i Oslo.

Hagen forteller at de bare kan jobbe når det snø- og kuldefritt, og derfor har det omfattende arbeidet strukket seg over fire år. Men i løpet av august skal det nye miljøvennlige lysanlegget stå ferdig.

Ny elektrisk infrastruktur

Siden i vår er det blitt gravd ned og etablert ny elektrisk infrastruktur for 37 gamle stolper av typen Oslo Armatur, som har fått ny og moderne LED-innmat. En ny transformatorstasjon er plassert under Monolitten, og det er også satt opp nye lystenningsskap utenfor nettstasjonen.

– Hele anlegget kan nå fjernstyres, og dette vil bidra til å senke forbruket ytterlige, samt å forhindre unødvendig lys og lysforurensning, sier prosjektleder Øyvind Hagen.

2. august sendte Reguleringsmyndigheten for energi i NVE (RME) over et forslag til Olje- og energidepartementet om deling av egenprodusert strøm.

Forslaget innebærer en betydelig utvidelse av dagens ordning med plusskunder til også å omfatte beboere i flermannsboliger, leilighetskomplekser og næringsbygg. Den øvre grensen for ordningen forslås satt til 500 kW installert effekt innenfor en eiendom.

Sol bidrar lite i systemet

Direktør i RME, Tore Langset, fortalte under seminar på Arendalsuka at nettkostnadene ikke går nevneverdig ned når det kommer mer solkraft inn i systemet, ut over at man begrenser overføringstapene.

– Typisk vil det å mate inn produksjon lokalt, nær forbruket, redusere kostnadene med ca. 5 øre/kWh, mens lettelsen i nettleien er ca. 17 øre/kWh. Differansen må de som ikke har solkraft betale. Det er hovedgrunnen til at vi mener det bør være et begrenset omfang på dette, sa Langset.

– Man må også ha tilgang på strøm når det er som kaldest og mørkest, og når sola ikke skinner. Og da trenger man akkurat det samme nettet enten man har sol eller ikke, sa Langset.

Han sa at den foreslåtte ordningen vil dekke de aller fleste norske boligbyggelags prosjekter, og en god del næringskunder.

– Undergraver kraftnettet

Seniorrådgiver for samfunnskontakt i Agder Energi Nett, Astrid Margrethe Hilde, fortalte at selskapet ønsker å stimulere til økt solkraftproduksjon.

– Men vi er avhengig av en legitimitet for nettleien vi krever inn, at det er et rettferdig spleiselag, sa Hilde.

Hun mente man må se nettet som et helhetlig system.

– Men vi ser ofte at en solinvestering utløser ganske store investeringer i vårt nett som solkraftprodusentene ikke er med å betale. Ordningene vi snakker om, gir de som produserer sol, fripass til å ikke betale nettleie, og undergraver vårt felles kraftnett, sa Hilde.

– Bomsnikere

Hun sammenlignet dette med «bomsnikere», der folk bruker en vei uten å ville betale.

– Vi ønsker mer sol, men det må være en rettferdig fordeling av kostnadene. Da skal vi være med å bidra, og fordele kraften videre i et større system. Det er nettselskapene best til å gjøre, ikke mikrogrids. Det er vi som har systemkompetansen, sa hun.

Ordstyrer Heikki Eidsvoll Holmås fra Multiconsult tok da solkraftbransjen i forsvar.

– Jeg hører ikke folk si at de vil snike seg unna felleskostnadene. Jeg hører dem si Mer solkraft slipper nettleie at når vi har bygget vårt eget nett, når vi faktisk har dette innad på vår egen eiendom, blir det feil at vi skal være med å betale for nettet for alle de andre ut over det vi faktisk bruker av nettet, fordi vi faktisk har bygget vårt eget lille mikronett her inne som vi fullt ut finansierer og drifter selv. Er det ikke rimelig at de skal slippe å betale mellom sine bygg innenfor dette mikronettet, spurte Holmås.

Leve Toten

– Dette undergraver energilovens system, nemlig at vi skal unngå å bygge parallelle nett, parerte Hilde.

– Nettet vi har i dag, er et naturlig monopol, fordi det ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt å bygge parallelle nett ved siden av hverandre. Derfor må et nettselskap se store områder i sammenheng, fordi det på noen steder er mer produksjon eller mer forbruk enn på andre steder. Da kan vi ikke privatisere og lage våre egne private nett og «leve Toten og drit i verden» liksom. Vi er nødt til å lage et sammenhengende system som alle er med å betale for, sa Hilde.

P rosjektet er treårig, og utføres i regi av Norsk institutt for bærekraftsforskning (Norsus) på oppdrag fra Energi Norge. Rådgiver Ketil Sagen hos Energi Norge forteller at mange nettselskaper allerede har begynt å ta inn analyser av klima- og miljøavtrykkene deres virksomheter setter i sine årsrapporter.

– Men de mangler en omforent og helhetlig metodikk. Det er dette vi har bedt Norsus om å hjelpe oss med, sier han.

Etablerte metoder

Hos Norsus forteller forskningsleder og prosjektleder Andreas Brekke at de tar utgangspunkt blant annet i etablerte metoder for livssyklusanalyse, såkalt LCA (Life Cycle Assessment).

– Dette har vært gjort i enkelte andre næringer, for eksempel i bygg- og anleggsbransjen. I dette prosjektet skal vi analysere og finne ut hva vi kan bruke for nettvirksomheten, og hva som må tilpasses, sier han.

Enormt detaljert

Prosjektet skal gjennomgå alt fra hva hver enkelt komponent i infrastrukturen har forårsaket av utslipp, avfall, og ressursbruk, helt fra produksjonen fra råvarer, sammenstilling, transport, til aktivitetene rundt montasje, ettersyn og vedlikehold. Det blir omfangsrikt og enormt detaljert, men Brekke sier det en realistisk oppgave.

– Noen produsenter har gjort en del av denne jobben allerede, men langt fra alle. Vårt mål er å etablere en standard som alle vil følge etter hvert.

Biodiversitet

En annen oppgave i prosjektet er å lage en god metode for å tallfeste hvordan nettvirksomhetenes arealbruk påvirker miljøet. Forskerne skal se på arealbruk knyttet opp mot biodiversitet, og kartlegge og definere forskjellige naturområder.

– Det er litt uenigheter mellom forskjellige myndighetsorganer om hvordan dette skal gjøres. Det henger delvis sammen med hva slags naturtyper vi setter opp. Dette skal vi nå utrede.

En arbeidspakke i prosjektet har som oppgave å se hvordan dette kan koples opp mot strategier og mål for bærekraft. Dette er knyttet opp mot EUs taksonomi for bærekraftig aktivitet.

– Til slutt skal det være mulig å kunne måle og angi virksomhetens miljø- og klimaavtrykk, angitt i for eksempel kg CO₂ per transporterte eller distribuerte kilowattime, sier Brekke.

Prestasjonsindikatorer

Ketil Sagen hos Energi Norge mener de må utvikle gode prestasjonsindikatorer som selskapene kan sette inn i sine styringssystemer for å kunne sette minst mulig klima- og miljøavtrykk fra virksomheten.

– Noe av oppgaven i prosjektet blir å diskutere forretningsmodellen og forvaltningen av et slikt rammeverk. Det vil samles en del data på komponentnivå og andre typer elementer som påvirker rammeverket. Over tid vil det komme nye komponenter og enda mer data inn, sier Ketil Sagen.

Prosjektet skal avsluttes desember 2023, med et budsjett på rundt ni millioner kroner inkludert egeninnsatsen. Forskningsrådet er med på finansieringen, med drøyt tre millioner kroner. NMBU og Geodata er underleverandører til Norsus i arbeidet med å se på arealbruk og naturkartlegging og analysere påvirkningen på biodiversitet.

21. januar begjærte Kraftmontasje AS midlertidig forføyning ved Oslo byfogdembete, og la ned påstand om at Statnett ikke fikk inngå kontrakt med det italienske entreprenørselskapet Rebaioli på prosjektet Kvandal- Kanstadbotn.

Den 74 kilometer lange linja på 132 kV som skal fornyes, er en del av Lofotringen.

Kraftmontasje hevdet at Statnett i strid med anskaffelsesregelverket, hadde lagt for lite vekt på selskapets økonomiske problemer, og ikke nok vekt på kvalitet.

Vant på pris

Oslo byfogdembete, nå en del av Oslo tingrett, ga 25. februar Krraftmontasje medhold, og utbyggingen ble stanset. Statnett anket kjennelsen til Borgarting lagmannsrett, som i slutten av juni ga Statnett medhold.

Rebaioli vant anbudskonkurransen på pris.

– De var 7-8 prosent billigere enn oss, mens vi ble vurdert til å være det soleklart beste alternativet på kvalitet og gjennomføringsevne. Rebaioli var det dårligste. Det utlignet åtti prosent av prisforskjellen. Det gjensto i praksis ca. 1 prosent vektet forskjell som skilte oss, sier daglig leder Oddgeir Anundsen i Kraftmontasje til Energiteknikk.

Underskudd

Rebaiolis regnskap for 2019 viste et underskudd på hele 12,8 millioner euro og en negativ egenkapital på 5.5 millioner euro.

Kraftmontasje mente Statnett i strid med anskaffelsesloven la avgjørende vekt på utenforliggende hensyn, som at Statnetts skal ha tilgang til leverandører i fremtiden.

Beholde leveransekapasitet

I vurderingen skrev nemlig Statnett at selskapet hadde en usikker evne til å håndtere risiko. «Hvorvidt man skal være villig til å inngå aktuell kontrakt med selskapet til tross av dette, kan derfor være et strategisk spørsmål. Leverandørmarkedet er begrenset. [..] En tildeling kan bidra både direkte til at selskapet lykkes på finansieringssiden og til å opprettholde viktig leveransekapasitet for Statnett».

Statnett avviser påstanden, og viser til at det under prekvalifiseringen i januar 2020 ikke var tvil om at Rebaioli da oppfylte kvalifikasjonskravet. Da de dårlige tallene for 2019 ble kjent i desember 2020, stilte Statnett en rekke spørsmål til Rebaioli, og vurderte grundig om de tapsbringende aktivitetene kunne forventes å vedvare. Konklusjonen ble at Rebaioli samlet sett hadde økonomisk evne til å gjennomføre kontrakten. Delårsrapporten for 2020 viste også at Rebaioli per august 2020 hadde gått med overskudd, og at egenkapitalen igjen var positiv, fremholdt Statnett.

Tvilsom avgjørelse

Til forskjell fra Byfogdembedet kom lagmannsretten «under tvil» til at det «ikke var tilstrekkelig sannsynliggjort at utenforliggende hensyn hadde noen avgjørende innvirkning på beslutningen om å tildele Rebaioli kontrakten»

Men lagmannsretten skriver at saken «har vært tvilsom», og at «Statnett etter lagmannsrettens syn er å bebreide for den uklarhet og usikkerhet dette har medført for hvilke vurderinger som er gjort knyttet til kontraktstildelingen».

– Uryddig

– Her har Statnett opptrådt uryddig, sier administrerende direktør i Energi Norge Knut Kroepelien til Energiteknikk.

– Det viktige for Energi Norge er at vi har et velfungerende leverandørmarked hvor de som har høy kvalitet og er konkurransedyktige på pris, velges. Det mener vi ikke har skjedd, sier Kroepelien.

Statnett avviser kritikken fra Kroepelien, og understreker overfor Energiteknikk at lagmannsretten vurderte at kvalifikasjonsvurderingen er gjennomført i tråd med regelverket.

«De konkluderer med at Statnett har foretatt en grundig finansiell vurdering av Rebaioli, og at Statnett har hatt en kritisk tilnærming til vurderingen av om Rebaioli oppfylte kravet til økonomisk og finansiell kapasitet. Retten påpeker også at denne vurderingen bygger på et omfattende informasjonsgrunnlag. Som en del av vår normale anskaffelsesprosess, har vi også fulgt opp den finansielle vurderingen fram mot kontraktsignering », svarer Statnett.

«Uforståelig»

Frps Terje Halleland skriver i et spørsmål til energiminister Tina Bru at det er «uforståelig» at Rebaioli, «med tidligere milliontap, milliongjeld, midt i en restruktureringsprosess, som ikke har avklart videre drift» fikk tildelt kontrakten.

«Om en bevisst ikke legger vekt på kvalitetskrav i anbud, risikerer vi at seriøse aktører trekker seg fra anbudskonkurranser, som på sikt er med å svekke kompetanse og beredskap i sektoren», advarer han.

Senterpartiets Jenny Klinge har også stilt spørsmål om saken.

«Anbudsreglene pålegger ikke norske statsforetak som Statnett å velge å gi store viktige kontrakter på kritisk infrastruktur til utenlandske selskaper, selv når de er billigst, dersom tilgjengelige opplysninger om disse selskapene gir grunn til å unngå disse», påpeker hun.

Peker på styret

I sitt svar unnlater Tina Bru å kritisere Statnett.

«Det er opp til Statnett å avgjøre hvilke kvalifikasjonskriterier de legger til grunn i anbudsprosesser», skriver hun, og påpeker at «forvaltningen av statlige eide selskaper hører under det enkelte selskaps styre».

Energiteknikk har spurt Rebaioli om selskapets økonomiske situasjon var så dårlig at leveringsdyktigheten var svekket, men har så langt ikke fått svar.

N år dette leses, i midten av september, kan Nexans Norways flunkende nye kabelskip CLV Nexans Aurora være på vei til fabrikken i Halden for å laste inn det første installasjonsoppdraget til kabelprodusentens nye flaggskip. Det dreier seg om en masseimpregnert sjøkabel til den 335 kilometer lange likestrømforbindelsen mellom Kreta og Attica på det greske fastlandet

Fra månedsskiftet september/ oktober og i cirka tre måneder framover skal Nexans bruke det flunkende nye kabelskipet til å installere den ene polen (av to) på HVDC-linken for den greske kunden Ariadne Interconnection S.P.S.A. Mannskapet og personellet på Aurora må håndtere en krevende installasjon i Egeerhavet med dybder helt ned under 1200 meter.

I to operasjoner

Siden det er en DC-forbindelse, skal det legges to parallelle kabler (to poler). Nexans skal produsere og installere den ene polen, mens konkurrenten Prysmian har fått oppdraget med å produsere og installere den andre.

Både Nexans og Prysmian må utføre sine installasjonsoppdrag i to operasjoner. En fordel med å gi en hel lengde til hver fabrikant, er at kunden da får gjennomgående design, fabrikasjon, skjøting og garanti på en hel kabellengde.

To svingskiver

I grunnere farvann kunne Nexans brukt en av Auroras nye muligheter for å legge begge polene samtidig, om det hadde vært aktuelt. Der det gamle kabelleggingsfartøyet C/S Nexans Skagerrak har en totalkapasitet på 7000 tonn på ei svingskive, har Aurora muligheten for to svingskiver med en kapasitet på 5000 tonn på hver.

– Men å legge to kabler samtidig, ville blitt for tungt på dette dypet i Egeerhavet, sier Bjørn Ladegård, leder for Installation & Services i Nexans Norway, til Energiteknikk.

Dersom Aurora bare bruker én svingskive, kan den utnytte hele totalkapasiteten på 10.000 tonn. I tillegg har hun en lastekapasitet under dekk på 450 tonn.

Nettopp dette med to svingskiver og en mulighet for å legge flere kabler, separat eller buntet sammen (bundlet), er en av de viktigste fordelene Nexans har fått med det nye fartøyet.

3000 meter

Skipet og kabelutleggingsmaskineriet skal kunne håndtere et drag i kabelen/kablene på opptil 75 tonn. Ladegård forteller at Auroras kapasitet bør holde til installasjoner av en enkelt kabel ned mot 2500 meters dybde, med dagens aktuelle kabeldesign.

– Vi ser også på spesialdesignede kabler som kan legges helt ned mot 3000 meter i Middelhavet, sier Ladegård.

Her er det ikke bare fartøyets og utleggingsmaskineriets styrke og evne til å installere tunge kabler som setter begrensningene, men i høy grad også hvor mye kablene selv tåler innenfor realistiske økonomiske rammer. De mest krevende prosjektene ligger allerede helt oppunder grensen for hvor mye kablene tåler i strekket.

Økende marked

Aurora gir Nexans mulighet til å følge med på markedsutviklingen med enda kraftigere kabler på enda større dyp, og enda mer komplekse installasjonsoppdrag. I tillegg er verdensmarkedet inne en betydelig økning, spesielt når offshore vindprosjektene realiseres i økende omfang verden over.

Konkurrentene Prysmian og NKT – de to andre aktørene som sammen med Nexans Norway er dominerende på verdensmarkedet – oppgraderte også nylig sin kapasitet innen sjøkabelinstallasjon. Det er også kommet en del mindre aktører som betjener sine lokale markeder, spesielt på de mindre prosjektene.

Vertikal installasjon

Ladegård peker at de med Aurora får mulighet for såkalt vertikal installasjon (VLS). – Da unngår vi full strekk og bøy samtidig i leggeprosessen. Dette kan spesielt være aktuelt under installasjon av navlestrengskabler til olje- og gassinstallasjoner, sier han.

Fartøyet er også utstyrt med en fjernstyrt farkost, en såkalt Capjet, som kan ploge en fure i sjøbunnen til kablene ned mot 1000 meter. Dette er bare ett av flere nye og forbedrede systemer i forhold til Skagerak som selskapet har hatt anledning til å teste og prøvekjøre i Oslofjorden i juni og under ankring i Breivik, mens de har ventet på at fabrikken i Halden skal bli ferdig med den greske sjøkabelen.

Ankringstiden har også blitt brukt til å kjøre inn både gamle og nye operatører av skipet og utleggingsmaskineriet.

Ny amerikansk fabrikk

Nexans Norway har dessuten nettopp bygget en helt ny sjøkabelfabrikk i Charleston i den amerikanske delstaten South Carolina ved den amerikanske østkysten. Den er primært beregnet for å betjene det økende amerikanske markedet for offshore vindparker. Ladegård forteller at de ikke kommer til å tilegne noen av de to kabelleggingsfartøyene spesifikt for det amerikanske eller øvrige markeder.

– Det blir et logistikkspørsmål hvor det enkelte fartøyet til enhver tid skal operere. Et kabelskip er også i stor grad et fraktefartøy. Hittil har vi med stor suksess betjent praktisk talt hele verden fra Halden, med Skagerak som eneste skip, sier Ladegård.

Nexans ønsker ikke å oppgi prisen på skipet.

S tatnett er som kjent i gang med å forsterke nettet inn til Finnmark fra vest med en ny 420 kV-ledning fra Balsfjord til Skaidi, som etter planen skal stå ferdig i fjerde kvartal neste år.

Den ledige kapasiteten skal fordeles mellom nytt forbruk i både Vest- og Øst-Finnmark. Statnett har det siste året mottatt søknader om tilknytning av «betydelige volumer» med nytt forbruk i Vest-Finnmark i tillegg til søknader i Øst-Finnmark.

«Kapasiteten inn til Finnmark begrenser hvor mye nytt forbruk som kan tilknyttes totalt i Vest- og Øst-Finnmark, og det er behov for å øke kapasitet inn til området. Tidligere utredning er har vist at en ekstra forbindelse fra Balsfjord og nordover kan være aktuelt, og dette bildet er nå forsterket som følge av mer konkrete planer for nytt forbruk», skriver Statnett i et brev til Varanger Kraft Nett.

Bakgrunnen for brevet er at Varanger Kraft Nett har spurt Statnett om det er rom for et økt forbruk på til sammen 110 MW under Varangerbotn transformatorstasjon, der 100 MW skal være til hydrogen- og ammoniakkproduksjon i Berlevåg og 10 MW til fiskeoppdrett i Vardø.

«Vi vurderer at det er driftsmessig forsvarlig å knytte til 21 MW nytt forbruk i dagens transmisjonsnett, uten tiltak», svarte Statnett.

Ifølge Statnett kan det bli aktuelt å vurdere å tilknytte enkelte kunder med vilkår om forbruksbegrensning frem til eventuelle nettiltak er gjennomført.

Statnett planlegger å bygge 420 kV-nett fra Skaidi til Lebesby og videre til Varangerbotn. Men kapasiteten inn til Finnmark vil begrense hvor mye nytt forbruk som kan tilknyttes i Øst-Finnmark, skriver Statnett.

E nergiteknikk møter Hege Brende i hennes andre uke i ny jobb på det etter hvert reduserte, men fortsatt vitale og tradisjonsrike mekaniske verkstedet til den gamle industrikjempen på Sørumsand. Det var Brende som først foreslo at vi skulle ta intervjuet her, siden hun likevel ikke har noe direktørkontor ved hovedkontoret på Lillestrøm.

Valgte vekk

– Det var mange som fikk hakeslepp da jeg avviste direktørkontoret jeg arvet etter mine forgjengere, sier Brende, etterfulgt av en hjertelig latter.

– Jeg tilbringer uansett mesteparten av tiden min på forskjellige møterom rundt om i bedriften, så jeg trenger ikke okkupere over tjue kvadratmeter for å få unna et par timer daglig papirarbeid. De kvadratmeterne trenger de som skal skape verdiene for oss; de som prosjekterer, utvikler teknologien vår og jobber med nye og gamle kunder, sier hun.

Med det vil hun tydelig signalisere også til administrasjonen at ikke engang den nye administrerende direktøren er skjermet mot kravene til effektivisering og kostnadsinnstramninger i bedriften.

Ingen overraskelse

Selv om Hege Brende verken har realfaglig bakgrunn eller fartstid i andre industribedrifter, kom det ikke som noen stor overraskelse i kraftbransjen at det nye styret og eierbedriften Aker Horizon ville ha henne til å lede Rainpower inn i en ny, krevende og digital tidsalder.

Brende ble «hodejaktet» fra en direktørstilling i Norges Geologiske Undersøkelser (NGU), men hadde før det gjort seg bemerket som leder for forskningssenteret Hydro- Cen, og i ledende stillinger og verv innenfor kjente vannkraftrelaterte organisasjoner som EERA, ICH, NVKS, NINA, CEDREN og Statkraft – CV-en hennes er billedlig talt søkkvåt av vannkraft.

Men det har vært innenfor akademia og forskning, bortsett fra de første årene i Statkraft. Aldri i leverandørindustrien.

– Hadde det vært Rainpower som hadde ringt, med de gamle eierne i ryggen, ville jeg antakelig takket pent nei. Men siden Aker Horizon kunne legge fram svært spennende planer for hva de vil med sin investering i bedriften, og endringsledelse er mitt fag, kunne jeg ikke fått et mer spennende jobbtilbud, sier Brende.

Et annet signal

Under intervjuet er Brende rask til å foreslå et annet sted for fotograferingen, nemlig hos Hymatek på Bryn i Oslo.

– Til tross for at verkstedet vårt her på Sørumsand fremdeles er svært viktig for Rainpower, vil vi signalisere at vi skal omstille oss. Vi har vært en tradisjonell, mekanisk verkstedindustribedrift, og skal bli en potent, dynamisk teknologibedrift med et mye bredere satsningsområde enn det vi har i dag, med særlig vekst på digitale applikasjoner. Men produksjon og videreutvikling av verdens beste turbiner er og blir fortsatt viktig for oss, forsikrer hun.

Etter at Rainpower flyttet hovedkontoret fra Kjeller til Lillestrøm, har de uansett ikke lenger fasilitetene til det årlige bildet i den tradisjonelle sjangeren «ny sjef i Rainpower foran francsis-løpehjulet» utenfor det nå forlatte hovedkontoret på Kjeller. Hymatek er en elektronikkbedrift, heleid av Rainpower, som produserer turbinregulatorer og leverer kontroll/styresystemer til vannkraftverk.

Etterspør noe annet

På Sørumsand er det mye godt stål, og mye god kunnskap «sitter i veggene» om hvordan man smir stålet til et høyteknologisk produkt med internasjonal anerkjennelse som noen av verdens beste turbiner.

Men ingen kunder kjøper lenger «god hardware med tilhørende software». Som svært mange andre industribedrifter ved inngangen til den digitaliserende tidsalderen erkjenner Rainpowers nye eiere at kundene nå heller etterspør tjenester basert på den smarteste programvaren, med tilhørende maskinvare.

– Turbiner og turbinregulatorer vil fremdeles være svært viktig for oss. Men om Rainpower skal overleve som industribedrift også de neste tiårene, må vi omstille oss til de nye kundekravene. Og de er vel så opptatt av programvareløsningene som av virkningsgrader, sier Brende.

Pumpekraft og hybridsystemer

Hun nevner pumpekraft og hybridsystemer knyttet opp mot andre energikilder og energibærere som nye krav og muligheter som Rainpower er nødt til å forholde seg til, og se etter nye muligheter i.

– En mulighet er å gjøre dette gjennom partnersamarbeid. Vi har kunder som er villige til å være med på forskjellige pilotprosjekter. Det finnes også mange små, innovative bedrifter med ideer som kan være interessante for oss, sier hun.

Da Aker Horizon kjøpte opp Rainpower, pekte de spesielt på muligheten for å utvikle synergieffekter med Cognite, et reinspikka programvareselskap i Aker-konsernet som er eksperter på digitalisering.

– Vi tror de vil bli en svært potent samarbeidspartner for Rainpower og Hymatek for å komme opp med gode ideer, utvikle og realisere nye digitale applikasjoner med våre gode turbiner og turbinregulatorer som basis, sier Brende.

Første kvinne

Hege Brende er første kvinne på toppen i den tradisjonsrike industribedriften, i den lange rekken av middelaldrende menn siden de ble etablert under navnet Kværner Brug i 1853.

– I Rainpower har jeg blitt møtt med lutter velvilje og interesse, helt fra «gutta på verkstedgulvet» til ledelse og administrasjon. Og flere av de for få kvinnene har uttrykt eksplisitt begeistring for at det endelig er kommet en dame på toppen, ler Brende.

Bidro til omstilling

Heller ikke tidligere har kjønn vært noe hinder for de oppgavene hun har fått og gitt seg i kast med. Da hun som en ung lederspire på midten av 2000-tallet fikk jobben med å bidra til å omstille Statkraft og bygge innovasjonskultur, var det mer alder, lite erfaring fra bransjen og manglende realfagsbakgrunn som gjorde middelaldrende, mannlige ingeniører og sivilingeniører skeptiske til «turbopropen fra Trondheim». Men det endret seg raskt.

– Da jeg kom inn i kraftbransjen, var det som å komme hjem. Jeg er allergisk mot gruppetenkning og trives best med motstand. De «gamle gutta» hadde saklige og gode argumenter for hvorfor tingene var slik de hadde vært. Min oppgave var å få dem til å se på sine argumenter med nye øyne. Jeg spilte kanskje litt dum, og tok ingen hint om at dette var for krevende. Men det gikk veldig bra. Mange av disse «gamle gutta» er i dag blant mine beste venner i bransjen, sier hun.

Hun er rask til å berømme ingeniørene generelt, hun hevder å ikke ha noen erfaringer i det hele tatt med kjønnsrelaterte hersketeknikker fra denne gruppen.

– Ingeniører generelt er utrolig flotte folk! De må ha hatt gode mødre, som har oppdratt dem godt, klukker Brende.

Utålmodig

Hun ler i det hele tatt veldig mye.

– Jeg ler fordi jeg faktisk trives så godt i jobben. Folk skal ikke være redd for at jeg ikke sier fra om det er noe jeg er misfornøyd med, understreker hun.

Det bekreftes av flere av hennes tidligere kollegaer. De karakteriserer henne som utålmodig, i tillegg til å være uvanlig energisk.

– Det kan kanskje være slitsomt for folk som er mer bedagelig anlagt. Men jeg er veldig klar på at vi skal følge avtaler, og utføre arbeidsoppgavene, sier energibunten.

Videreføre arbeidet

I Rainpower-sammenheng mener hun det er naturlig at de kommer til å videreføre det arbeidet selskapet har hatt med å forsøke å rekruttere spesielt flere kvinner til alle oppgaver, helt fra fagarbeidere på verkstedet til utviklings- og prosjektingeniører inne på kontoret.

– Vi har allerede et godt samarbeid med de lokale lærestedene med fagrettede linjer. Derfra vil vi ha de beste kandidatene, uansett om de er gutter eller jenter. I tillegg er vi tydelig til stede på landets høgskoler og universiteter, der de utdanner relevante ingeniører. Hele tiden er vi tydelige på at vi spesielt ønsker oss at jentene kvalifiserer seg som mulige medarbeidere hos oss, sier Brende.

Vanskelige år

Det er ingen hemmelighet at bedriften har vært gjennom noen vanskelige år, med mye nedbemanninger og kostnadskutt i organisasjonen. Det har ført til en betydelig avskalling av mye kompetente folk fra topp til bunn. Disse utfordrende tidene er fortsatt ikke over. Brende mener likevel at kjernekompetansen i bedriften – hvordan de utvikler og produserer turbiner med verdens beste virkningsgrad, og prosjekteringskompetansen – ikke er vesentlig svekket.

– Det går mer på kapasiteten. Der bedriften før hadde kanskje fem til ti personer som var eksperter innenfor bestemte områder, har vi i dag kanskje en til to.

Alt blir gjennomgått

Spørsmålet om hun har fått signaler fra de nye eierne om de vil beholde verkstedet på Sørumsand og turbinlaboratoriet i Trondheim, ønsker hun ikke å kommentere direkte. I stedet sier hun:

– De nye eierne ønsker å komme lynraskt til målet om lønnsom drift og ny satsing. Alle elementer blir gjennomgått i en slik fase.

Brende påpeker samtidig at laboratoriet i Trondheim fortsatt er av topp internasjonal klasse, og har vært viktig for konsernets utvikling av produkter som omtales med respekt over hele verden.

«Rett nedi svingen»

Hun understreker også at verkstedet og laboratoriet er viktige ressurser i dagens forretning.

– Spesielt nå, i koronatiden, har vi sett hvor viktig det er å ha verksted og produksjon «rett nedi svingen». Det er slett ikke slik lenger at produksjon på den andre siden av jorda nødvendigvis er mest kostnadseffektivt.

Det var til Trondheim hun kom knapt tre år gammel, adoptert fra sørkoreanske Seoul rett inn i en rotnorsk bondeslekt på Singsaker. Pappa var direktør for Trondheim Ingeniørhøgskole, men det var ikke derfra interessen for realfagene kom.

– Det var mer en tilfeldighet at jeg kom inn i kraftbransjen, til Statkraft, i begynnelsen av min yrkeskarriere, sier hun.

Himmel og hav

Brende vil ukependle mellom lokalitetene sørpå og hjemmet i Trondheim. Datteren har uansett flyttet ut av redet for lenge siden, mens mannen er knyttet til sitt arbeid i Trondheim.

– Jeg fikk også «dispensasjon » av Trondheim Seilerforening til å være en mindre tilgjengelig leder for dem, sier hun. Hun disponerer to båter, en 26 fots Melges regattabåt og en fritidsbåt av typen Elan 350.

Brende har også gitt seg i kast med mikroflygning, inspirert av flyentusiasten Bjørnar Svingen ved Hymatek og NTNU.

– Det strandet dessverre i siste runde, på grunn av koronatiltakene. Men kanskje jeg får tid til å ta det opp igjen senere? Det er i alle fall et aktivt småflymiljø rundt flyplassen på Kjeller. Så får tiden vise om hun også får Rainpower til «å fly» til større høyder igjen.

D et skjer gjennom Aker Horizons ASA, der Karl-Petter Løken er investeringsdirektør. Han er for øvrig styreleder i Rainpower.

Aker Horizons ble etablert i august i fjor, og er allerede inne som aktiv eier i en rekke selskaper innen fornybar-området og grønn teknologi. Selskapet er i kraftig vekst, og teller nå om lag tusen ansatte og innleide.

– Vårt 2025-mål er å finansiere tiltak for å frembringe i alt 10.000 MW fornybar kraft, som skal bidra til en reduksjon i CO₂-utslipp på 25 millioner tonn, tilsvarende halvparten av Norges utslipp, sier Løken til Energiteknikk.

Investerer milliarder

Han trekker frem Mainstream Renewable Power som eksempel på den strategiske satsingen. I mai inngikk Aker Horizons avtale om kjøp av 75 prosent av et av verdens ledende selskaper innen fornybar energi; vindkraft til lands og til vanns, samt solenergi. Oppkjøpet av Mainstream kostet nærmere ni milliarder kroner.

Overtakelsen av Rainpower skjedde i januar. Dessuten utøver investeringsselskapet Aker Horizons aktivt eierskap i de børsnoterte selskapene Aker Offshore Wind, Aker Carbon Capture og Aker Clean Hydrogen.

Utnytte kjernekompetanse

–I hvor stor grad vil dere kunne utnytte Akers kjernekompetanse på olje og gass gjennom satsingen dere nå gjør på fornybar energi?

– Industriell omstilling har vært en del av Akers DNA helt siden etableringen av selskapet for 180 år siden. Evnen til å videreutvikle industrier og ha finansielle muskler til å gjøre det, har stor betydning, selv om det ikke er slik at all kompetansen fra olje og gass er overførbart til nye områder. Men vår kjernekompetanse gir oss fortrinn, spesielt når det gjelder offshore vindkraft. Mange av medarbeiderne i de nye fornybarselskapene har bakgrunn fra for eksempel Aker Solutions, selv om vi også har rekruttert en god del folk utenfra.

Karl-Petter Løken har tidligere vært konsernsjef i det Aker-eide Kværner ASA, som i sin tid produserte turbiner for verdensmarkedet. – Det er gøy at vi er tilbake i vannkraften igjen gjennom oppkjøpet av Rainpower, sier Løken, og viser til at Kværner er forløperen til selskapet.

Stor tro på vannkraften

Løken sier dette om bakgrunnen for oppkjøpet, som også omfattet teknologibedriften Hymatek, som produserer kontrollanlegg og eies av Rainpower:

– Vi har stor tro på vannkraftens fremtidige betydning, ikke minst i et samspill med andre energiformer, som vind og sol. For at det norske vannkraftsystemet skal kunne levere effekt i form av balansekraft til Europa, må kraftverkene respondere hurtigere, og det vil kreve ombygginger og økte krav til vedlikehold. Det vil også kunne bli behov for å bygge om eksisterende kraftverk til pumpedrift.

Tilby fremtidens teknologi

Dette blir et interessant marked for oss fremover. Rainpower og Hymatek vil vi kunne tilby fremtidens teknologiske løsninger for produksjon av vannkraft, i samarbeid med kundene, basert på en kompetanse på turbiner og kontrollanlegg som ligger i fremste front.

Det har vært tøffe år for Rainpower, og det vil nok ta noe tid å få snudd utviklingen, men det skal vi klare. Vi er svært godt fornøyd med å ha rekruttert Hege Brende som ny leder for selskapet (se intervju s. 19-21), hun har en svært god teknologisk bakgrunn og har opparbeidet er stort kontaktnett gjennom sine år som leder for forskningssenteret HydroCen, sier han.

Sterke på digitalisering

Løken viser til at oppkjøpet innebærer at Rainpower får tilført hundre millioner kroner i frisk kapital. Selskapet vil også kunne nyte godt av Aker-systemets kompetanse på ulike områder.

– Aker har også betydelig kompetanse når det gjelder digitalisering. For to år siden etablerte vi IT-selskapet Cognite, som har vokst til 500 ansatte, hvorav de fleste sitter her på Fornebu, selv om mange er rekruttert fra hele verden, sier den tidligere fotballspilleren.

Digital tvilling

Løken nevner at de er i god dialog med flere kunder innen kraftverkssektoren, og i ferd med å lande avtaler om tilstandsbasert overvåkning av komponenter ved å kunne monitorere nøkkelparametere for vedlikehold og for å få kontroll på hvordan kraftverket skal opereres ut fra kravene om et tøffere kjøremønster.

Han har god tro på at et samarbeid mellom programutviklere i Cognite og ingeniører i Rainpower/Hymatek vil gi spennende resultater. – Målet er å kunne levere kunden en såkalt digital tvilling – en simuleringsmodell – av turbinen eller hele kraftverket som kan brukes for å teste hva utstyret vil tåle av hard kjøring. Alt vi utvikler, skal være basert på en slik digital tvilling-tankegang.

Omstilling i praksis

Løken legger til at olje og gass fortsatt vil være en viktig del av Aker, men at de store investeringene nå blir vridd over mot fornybar-området. – Vi har et økosystem i Aker som viser at vi klarer å utvikle gamle industrier og nye bedrifter basert på vår kjernekompetanse, og ved å utnytte vår voksende styrke innen digitalisering.

Veldig mange prater om at industrien må omstille seg fornybarsamfunnet og det grønne skiftet. Jeg mener at Aker er et godt eksempel på at det skjer i praksis, sier investeringsdirektør Karl-Petter Løken i Aker Horizons ASA.

V iseadministrerende direktør John Marius Lynne i Elvia AS mener det er en svært viktig sak for nettselskapene og deres sluttkunder som skal vurderes av Høyesterett i januar 2022.

– Dersom dommen fra Eidsivating lagmannsrett blir stående, kan det få økonomiske konsekvenser for så vel nettselskapene som våre kunder, advarer han.

Kontrollansvar

Saken gjelder prinsippet om hvor langt nettselskapenes kontrollansvar strekker seg når det gjelder skader som har forårsaket økonomiske tap hos sluttbrukerne, utløst av voldsomme men uforutsigbare værhendelser som likevel ikke er voldsomme nok til å kunne karakteriseres som naturkatastrofer.

Vanlig praksis har i flere år vært at kundenes egne forsikringsselskaper dekker deres økonomiske tap dersom for eksempel et tre fra utenfor kraftgaten likevel blåser inn i en høyspentledning og forårsaker overslag, kortslutning eller strømutfall.

Fra 66 til 11 kV

Nettopp dette skjedde på Biri 10. desember 2019. Da falt et tre over daværende Eidsiva Nett AS' luftlinjenett mellom Biri og Viflat. Linjenettet er en fellesføring som omfatter både regionalnett på 66 kV og distribusjonsnett på 11 kV. Luftlinjenettet går delvis gjennom skog, hvor klausulert trasé er ni meter på hver side av linjenettets midtlinje, totalt 18 meter.

Foruten strømbrudd hos 4239 husstander, medførte trefallet at strøm fra regionalnettet ble overført gjennom treet til distribusjonsnettet, slik at det oppsto overspenning som forplantet seg i distribusjonsnettet. Dette medførte at 305 husstander fikk skader på sine elektriske anlegg og/eller apparater. Eidsiva Nett erkjente ikke erstatningsansvar for skadene.

Regress

For 197 nettkunder er skadene oppgjort ved at kundenes forsikringsselskaper har utbetalt samlet ca. 4,37 millioner kroner i erstatning. Gjennom vinteren og våren 2016 framsatte forsikringsselskapene regresskrav mot Eidsiva Nett. Regresskravene ble ikke tatt til følge.

Saken endte til slutt i Hedmarken tingrett, som kom fram til at kundenes forsikringssel forskaper hadde rett til å kreve regress fra nettselskapet. Eidsiva Nett anket dommen til lagmannsretten, som tidligere i år stadfestet dommen fra tingretten. Nå har Elvia, som nettselskapet nå heter etter sammenslåingen med Hafslund Nett AS, anket saken inn for Høyesterett.

Bryter med praksis

Direktør Kristin H. Lind i Energi Norge mener dommen fra lagmannsretten er feil, og at den bryter med mange års praksis fra avgjørelser i Elklagenemda om hvordan kontrollansvaret skal forstås.

– Dommen i lagmannsretten sier at kontrollansvaret strekker seg langt ut over det som nettselskapene i praksis har muligheter for å påvirke eller avdekke, dersom det er en teoretisk mulighet for at nettselskapene har kunnskap om at hendelsen kunne oppstå. Lagmannsretten unntar kun hendelser som er av ekstrem karakter. Det gir nettselskapene et kontrollansvar som er tilnærmet likt et objektivt ansvar.

Hun påpeker at dette kan få store konsekvenser for hvordan nettselskaper må sikre seg mot liknende framtidige hendelser. Det kan også påføre nettselskapene høyere kostnader, som igjen vil bidra til å øke nettleien.

Dyrt for nettkundene

At en slik eventuell risikosikring kan bli dyrt for selskapenes kunder, blir poengtert i sluttprosedyren fra saken i lagmannsretten:

«En dom i forsikringsselskapenes favør vil medføre at nettleien forhøyes med et beløp som overstiger kundens forsikringspremie. (...) Det å gjøre luftlinjenettene tresikre, har i tillegg store kostnader i form av økt nettleie og tap av produktive skogsarealer. I tillegg ville det utgjort et massivt terrenginngrep. Det er utenkelig at nettselskapene ville fått tillatelse til å foreta slik sikring av luftlinjenettene. Nettselskapene hverken kan eller skal gjøre sine luftlinjenett tresikre. Faren for trefall er en uunngåelig risiko som samfunnet har valgt å ta.»

Må bygge opp

Viseadministrerende direktør John Marius Lynne hos Elvia utdyper hvorfor det kan bli dyrere for nettkundene dersom Høyesterett avviser anken:

– Vi ser for oss en lang rekke erstatnings- og klagesaker som normalt ville blitt håndtert av et forsikringsselskap. I stedet for at forsikringsselskapene dekker opp, kan vi som nettselskap bli nødt til å bygge oppe en større organisasjon for å håndtere en lang rekke klager og gjøre de samme typene vurderinger, men uten mulighet for et regime med egenandeler som forsikringsselskapene kan operere med.

Han stiller spørsmål ved om dette totalt sett faller gunstig ut for nettkundene, ettersom nettselskapenes økte kostnader fordeles ut på nettkundene.

– Vil forsikringsselskapenes forsikringspremier gå tilsvarende ned? Det er blant spørsmålene som bør stilles av de som skal behandle saken, sier han.

G jennom prosjektet iFleks gjennomførte Statnett, sammen med Gudbrandsdal Energi, Ishavskraft og Bodø Energi, i januar til mars i år et priseksperiment med 5000 husholdninger i Oslo, Trondheim, Bergen, Tromsø, Bodø og Stavanger. Målet var å finne ut hvor mye forbrukerfleksibilitet som finnes hos husholdningskundene i høylasttimer, og hva som må til for å utløse den.

Deltakerne mottok informasjon på SMS i forkant av at prisene ble høye. Resultatet ble ikke helt som håpet. I timene med høy pris reduserte husholdningene forbruket sitt bare med mellom 0 til 7 prosent, avhengig av hvilket prissignal de hadde og hvor høy prisen var.

Bedre i fjor

Det er langt dårligere enn i et lignende eksperiment Statnett kjørte vinteren 2020, da forbruket ble redusert med mellom 6 og 11 prosent i høypristimene. I 2020 deltok kun 800 husstander. Deltakerne fra i fjor ble også med i årets priseksperiment.

– Resultatene var mye mer oppløftende i 2020. Da skjedde det ikke at det ikke ble respondert på et prissignal, det var minst seks prosent reduksjon, mens i år var reduksjonen ganske ofte null, sier Matthias Hofmann, som er seniorrådgiver i Statnett.

Mer hjemmekontor

En av årsakene til at responsen ble dårligere i år, kan være koronapandemien. Fjorårets eksperiment ble gjennomført før korona-nedstengningen, mens under årets undersøkelse var hele 60 prosent hjemme på dagtid, og da er terskelen høyere for å skru ned varmen, selv om man kan spare penger. Oppvarming er den største kilden til fleksibilitet.

At det i år var en veldig kald vinter mens forrige vinter var varm, kan ha påvirket resultatene. Hofmann lurer også på om en del av forklaringen kan være at noen hus ikke har fleksibilitet å ta av når det er kaldt, fordi de er designet for at varmen nærmest skal gå på fullt når det er veldig kaldt, slik at det tar lang tid å øke varmen igjen etter en utkobling.

Kan ha gått lei

En annen årsak til at fleksibiliteten var lavere i år enn i fjor, kan være at årets eksperiment varte over dobbelt så lenge som fjorårets. Da kan nyhetens interesse bidra til god respons, mens folk rett og slett kan ha gått litt lei utover i prosjektet.

– Jeg tror årets resultat er mer realistisk enn fjorårets, sier Hofmann.

Gjennom en omfattende spørreundersøkelse med deltakerne i eksperimentet, gjennomført av Ipsos, fikk Statnett ytterligere informasjon om fleksibiliteten. Her svarte hele 50 prosent at de senket innetemperaturen, eller slo av oppvarming i rom de ikke brukte, eller brukte vedfyring på dager med høy pris.

– Så det finnes noe fleksibilitet å hente også på de kaldeste dagene, sier Hofmann.

Fikk penger

Deltakerne i eksperimentet ble eksponert mot ulike priser og prisnivåer. Noen med høye priser mellom klokka 07 og klokka 20, andre med høye priser mellom klokka 16 og 18, eller både formiddag og ettermiddag.

Deltakerne tapte ikke på å være med. Istedenfor å betale den fiktivt høye prisen i topplasttimene, fikk de rabatt på strømregningen for å unngå forbruk i de aktuelle timene. Rabatten de fikk for det unngåtte forbruket, var enten 2 kroner/ kWh, 5 kroner/kWh, 10 kroner/ kWh, 15 kroner kWh eller 30 kroner/kWh. En kontrollgruppe fikk ingen prissignaler.

Sprikende svar

Med en besparelse på mellom 20 og 50 kroner per dag, sa den største gruppen av de spurte at de ville gjøre noe for å redusere forbruket.

På spørsmålet om hvor mye månedsregningen måtte reduseres for at de skulle gjøre tiltak hver eneste dag, spriket svarene mer, fordelt mellom 20 kroner og 1000 kroner.

– Hovedbildet er at hvis det bare er snakk om en dag, trenger ikke besparelsene nødvendigvis være så store, men hvis du må gjøre noe ofte, må besparelsen være større, sier Hofmann.

Utfordrer økonomisk teori

Deltakerne ble også spurt om hvor mye de måtte spare i året for å kjøpe inn automatiseringsutstyr som koster 5000 kroner.

Om lag 15 prosent svarte mellom 500 og 1000 kroner, rundt 25 prosent svarte mellom 1000 og 2000 kroner, mens hele 20 prosent svarte mellom 2000 og 5000.

– Da ville de altså fått tilbake pengene i løpet av de første par årene, og tjent mellom 2000 og 5000 kroner de påfølgende årene. Det tilsvarer ikke helt økonomisk teori, som sier at med 10 prosent rente bør man være fornøyd. Så det må en god del til for at folk kjøper smartutstyr, sier Hofmann.

Senket temperaturen

65 prosent svarte at de sjekket prissignalene de fikk, og 80 prosent av disse svarte at de gjennomførte tiltak for å redusere strømforbruket.

Mest populært var det å flytte bruken av vaskemaskin og oppvaskmaskin, hele 80 prosent oppga at de gjorde det. (Hofmann understreker at Statnett ikke oppfordrer til å bruke disse apparatene om natten.)

Om lag halvparten sa også at de senket innetemperaturen, og mange brukte vedfyring.

34 prosent sa at de slo av alt av småelektrisk og skrudde av lyset for å redusere strømforbruket i timen med høy pris.

– Det viser vel at folk ikke har så mye kunnskap om strømforbruket sitt, siden småelektrisk og lyspærene vi har i dag ikke trekker mye strøm, sier Hofmann.

Billig tiltak

– Har man overvurdert potensialet for forbrukerrespons?

– Det virker i hvert fall ikke som man får ut så mye fleksibilitet hvis man kun gir et prissignal, uten å hjelpe folk og uten automatikk. På den annen side er det jo noen som har respondert. Kanskje man kan rette inn tiltakene mot denne gruppen, det blir jo tross alt en del fleksibilitet, og kostnaden ved det er svært lav. Det eneste man trenger å gjøre, er å sende informasjon, det koster nesten ingen ting. Tibber gjør det allerede, og vi håper andre strømleverandører går i den retningen, sier Hofmann.

Elbil-lading

Han tror det er viktig å hente ut fleksibiliteten som finnes, og at folk får informasjon når prisen er høy.

– Selv om ikke alle bryr seg, responderer mer enn halvparten på prissignaler. Det blir ikke voldsomt store volumer når man aggregerer det opp, men det hjelper det likevel systemet noe. Spesielt vil det kunne få en større betydning hvis elbillading blir mer automatisert og følger strømprisen, sier Hofmann.

E n slik SF₆-fri bryter er nylig blitt montert på aggregatet på 110 MVA i Nedre Vinstra kraftverk, som eies av Hafslund Eco.

Lornts Mikal Sklett i Siemens AS fremhever den spesielle skreddersydde retrofitløsningen som gjør at montasjetiden, og dermed også utetiden for aggregatet, blir kraftig redusert.

– Vi har levert en fleksibel løsning, der effektbryteren blir skreddersydd i fabrikken for å bli tilpasset ytelser, dimensjoner og plasshensyn. I Nedre Vinstra kraftverk er bryteren blant annet tilpasset eksisterende strømskinneføring som den er montert inn i. Poenget med dette er at man unngår å måtte gjøre tidkrevende tilpasninger i utetiden. Samtidig kan man redusere bruken av den svært klimafiendtlige SF₆-gassen.

Sklett legger til at det er mange kraftverk som fortsatt har det opprinnelige generatorspenningsutstyret, som nærmer seg endt levetid. – Problemstillingen er derfor meget relevant; det vil bli et økt behov for å bytte eksisterende SF₆-brytere med fremtidens teknologi. Vi ser også en økt etterspørsel etter slike løsninger for blokkoblede aggregater, der generatorer og transformator i dag henger sammen uten effektbryter.

– Effektbryteren i Nedre Vinstra kraftverk var 30 år gammel og moden for revisjon. Vi kom til at det var mest økonomisk å skifte ut bryteren, og landet på den spesielle løsningen fra Siemens, sier Geir Gryttingslien i Hafslund Eco.

Han trekker frem enklere og raskere montasje som viktige grunner. – Det var også et sentralt poeng at vi kunne kvitte oss med SF₆-gassen på dette spenningsnivået ved å gå for en bryter med vakuumteknologi.

Gryttingslien tror at det kan bli aktuelt å benytte seg av slike teknologiske løsninger i flere av de om lag 80 kraftverkene til Hafslund Eco.

T ore Halvorsen og Stein Arne Bakken etablerte ElektroMedia AS sammen med Norsk Elektroteknisk Forening (NEF) i 2004 for å utgi det daværende Elektro, med Bakken som ansvarlig redaktør og daglig leder. Siden 2014 har de vært hovedeiere i utgiverselskapet.

– Vi er begge kommet godt inn i pensjonsalderen, og er opptatt av at nye krefter overtar for å føre bladet og nettstedet videre. Vi håper å ende opp med en bedrift som deler vår tro på det redaksjonelle produktet vi har vært med å bygge opp i alle disse årene, sier Bakken.

Han påpeker at utgangspunktet for å selge aldri har vært bedre. I fjor oppnådde ElektroMedia sitt aller beste årsresultat, og den solide fremgangen har fortsatt også i 2021, med et halvårsresultat på over 400.000 kroner. Resultater på 15-20 prosent av omsetningen viser at selskapet går godt økonomisk, ikke minst i sammenlignet med andre mediebedrifter.

– Det har vært både opp- og nedturer i disse 17 årene, men vi har klart å holde fokuset på å lage et godt teknisk fagblad som er etterspurt av ingeniører, montører og andre tekniske medarbeidere i energibransjen, samt ledere.

Dette har lagt grunnlaget for den sterke fremgangen som er kommet de to-tre siste årene etter at vi satset på å bygge opp nettstedet energiteknikk.net som nyhetsportal for energibransjen og utvidet vårt abonnementskonsept til å omfatte tilgang til både fagbladet og til nyhetssakene i nettavisen.

Suksess med aboavtaler

Bakken forteller at ElektroMedia har abonnementsavtaler med et førtitalls energiselskaper. De siste to-tre årene har dette gitt nærmere 3000 nye digitale abonnenter. – Så langt er samtlige bedriftsavtaler blitt fornyet. Dette har ført til en kraftig økning i inntekter, som er langt mer forutsigbare enn annonseinntekter.

I likhet med andre medier har Energiteknikk opplevd nedgang i annonseinntektene, men volumet er fortsatt høyt. I 2020 økte disse inntektene med over 40 prosent, og de holder seg på samme nivået også i 2021.

Økt nettannonsering

– Annonsørene foretrekker å markedsføre seg først og fremst gjennom bladet. Men vi merker økt interesse for nettannonsering, i 2020 tredoblet vi disse inntektene i forhold til året før.

Fremgangen skyldes også dyktige medarbeidere som har vært med oss i mange år; vår faste frilanser Atle Abelsen og annonseansvarlige Arne Aardalsbakke, som forhåpentligvis vil fortsette også under en ny eier. Jeg vil også trekke frem Øyvind Zambrano Lie, som har gjort en imponerende jobb med å bygge opp energiteknikk.net som nyhetsportal etter at han kom fra vår konkurrent Europower våren 2019 og begynte i den nyopprettede stillingen som redaktør.

Det har vært en spennende journalistisk reise å lage det tekniske fagbladet for energibransjen. Oppgaven blir ikke mindre interessant i årene fremover, med tanke på den viktige rollen denne bransjen skal spille i det grønne skiftet over til et samfunn basert på fornybar energi, fremholder Stein Arne Bakken.