Siemens skisserer en utbygging i flere faser av havvind i kombinasjon med pumpekraft for eksport til utlandet. Illustrasjon: Ranveig Vatne

Siemens skisserer 5 GW havvind i Nordsjøen, saltvanns-pumpekraftverk i Lysefjorden og nye kabler til utlandet.

I forbindelse med Olje- og energidepartementets havvind-høring kommer Siemens med en ideskisse til en gigantisk utbygging av havvind på sokkelen som vil kunne gi en årlig produksjon på mellom 20 og 25 TWh.

I en første fase innebærer skissen at det bygges 1,5 GW bunnfast havvind med turbiner på 10 MW eller mer i området Sørlige Nordsjø 2, 180-200 kilometer fra land, på grensen mot dansk økonomisk sone. Dybden i området er mellom 53 og 70 meter, og installasjonen kan gjøres med oppjekkbare installasjonsfartøyer.

Kraften skal føres i land fra en offshore eksportplattform gjennom en HVDC-kabel til Ertsmyra transformatorstasjon på Tonstad i Vest-Agder, hvor Nordlink-kabelen fra 2020 skal sende strøm til Tyskland.

Pumpekraft fra Tonstad

Tanken er at havvinden kan sendes direkte over til Tyskland når situasjonen tilsier det.

Deretter er planen å bygge Kuli pumpekraftverk, på 1,2 GW, 7-8 kilometer nordvest for Tonstad. Det skal brukes til å «lagre» havvindkraft i en overskuddssituasjon, for å eksporteres når prisbildet igjen tilsier det.

I fase 2 er planen å bygge ytterligere 1,5 GW bunnfaste havvindturbiner på minst 10 MW hver, også det i Sørlige Nordsjø 2.

Kraften fra havvindprosjektet skal kobles til en ny offshore eksportplattform, men kabelen derfra skal trekkes sørover, til enten Danmark, Tyskland, Nederland eller Storbritannia.

De to eksportplattformene, som gjør havvinden om fra AC til DC for å få sendt den til land, skal kobles sammen. Det skisseres også å legge til rette for uttak av kraft til petroleumsinstallasjoner på sokkelen.

Flytende vind

I fase 3 av prosjektet ser Siemens for seg å bygge ytterligere 1,5-2 GW havvind-turbiner. Her er de åpne for at en andel av dette kan være flytende turbiner. Kraften herfra kobles sammen til en tredje omformerstasjon, og kan leveres derfra i kabel sørover dit markedet trenger den.

Når det for eksempel er vindstille og lite sol på kontinentet, vil all produksjonen gå sørover, og da kan også kraft fra Norge trekkes gjennom kabelen ut til omformerstasjonene på sokkelen og videre sørover.

I en fjerde fase skisseres det å bygge 500 MW flytende vindkraft.

Pumpe saltvann

Siemens skisserer enda et pumpekraftverk, i Lysefjorden, også det på 1,2 GW. Det vil, i motsetning til pumpekraftverket i Kuli, gå på saltvann fra fjorden. Vann fra fjorden skal ifølge skissen i overskuddsperioder pumpes opp på fjellet til et magasin på nordsiden av fjorden, i et lukket system, og slippes ned igjen når det er behov for det. Også dette kraftverket er tenkt med 4 francisturbiner på 300 MW hver, naturlig nok laget på en slik måte at det tåler saltvann.

Siemens ser også for seg at det her kan kobles på offshore hydrogenprosessering ved omformerstasjonene. Det kan både gjøres ved å fremstille hydrogen av naturgass og lagre CO2en under havbunnen, og ved å fremstille hydrogen av overskuddsstrøm ved elektrolyse.

Arbeidet med skissene kom i gang i november 2017 da Oljedirektoratet henvendte seg til Siemens og andre miljøer for å få innspill til hvordan man kan lage en grønnere og mer effektiv petroleumsnæring. Det ble flere prosjektskisser, som Siemens nå har bearbeidet sammen med flere aktører, i forbindelse med høringen om regjeringens høring om forskriften for havenergi.

Større enn Doggerbank

Sjefingeniør Vemund Kårstad i Siemens vil ikke gi noe detaljert anslag for hva utbyggingen vil koste.

– I avisene skrives det om investeringer på 100 milliarder kroner på Doggerbank. Vårt forslag er større. Det er på større havdyp og integrerer også landbasert virksomhet.

–  Men blir det dobbelt så dyrt eller fire ganger så dyrt?

– Nei, vi har som mål å finne en kommersiell løsning. I utgangspunktet skal vi bygge mer kostnadseffektivt enn Equinor på Doggerbank, sier Kårstad.

Utbygging i norsk regi

Tanken er at utbyggingen skal ledes av et norsk prosjektutviklingsselskap. Selskapet kan registreres som et aksjeselskap for å tiltrekke seg eksterne investorer.

– Målet er å finne en kommersiell løsning for havvind som aktiverer norsk næringsliv innenfor dette segmentet. Da snakker vi om storskala, vi kan ikke begynne med småprosjekter, skal vi gjøre noe, må vi ha et ordentlig prosjekt.

Teknologien er der i dag, så rent teknologisk ser vi ikke noen store barrierer her, sier Kårstad.

Siemens opererer med «10 MW+» som størrelse på turbinene. Størrelsen avgjøres når den endelige

investeringen tas, basert på hvilken størrelse som da vil være mest lønnsom. 

700 meter fallhøyde

For Kuli-kraftverket skal Sirdalsvannet være nedre magasin. Kraftverket og tunneler vil være helt nytt. Det planlegges fire francisturbiner på 300 MW hver, hvor to skal være frekvensstyrt for å bidra til stabilitet i nettet. Løftehøyden og fallhøyden blir mellom 650 og 720 meter.

– Det ligger ikke i vernet område, og kan i utgangspunktet relativt enkelt inngå i et lukket løp. Da kan øvre magasin kjøres ganske aktivt. Når anlegget kjøres for fullt, kan det flytte 250 kubikkmeter vann i sekundet opp eller ned, sier Kårstad, som sier at Sira-Kvina også har vært involvert i arbeidet med pumpekraftverket.

Hindre flom

Pumpekraftverket kan bidra til å hindre flom. – Anlegget vil kunne løfte vann og redusere flom i perioder på åtte-ni døgn, noe som kan ta brodden av en flomsituasjon i vassdraget, sier Kårstad.

Han ser for seg at prosjektet får kompensasjon for dette fra myndighetene, hvis det bygges.

Det er i tillegg mulig å heve den eksisterende dammen på Kuli, slik at den får et magasinvolum på 200 millioner kubikkmeter og utgjøre et energilager på over 250 GWh.

Norsk eierskap

Siden det er et norsk vannkraftanlegg, er planen at minst to tredeler skal eies av offentlige norske aktører, slik dagens regelverk krever. Kjøpet av havvindkraften må da reguleres gjennom en kraftkjøpsavtale med prosjektutviklingsselskapet.

Kårstad understreker at prosjektet skal klare seg mest mulig på egen hånd.

– Vi leter med lys og lykte i rammevilkår og teknisk design etter måter å gjøre dette mindre avhengig av subsidier, sier han.

Med eksport av kraften via Nordlink vil prosjektet få raskere inntekter enn om de hadde måttet bygge sin egen dedikerte kabel til et annet marked med en gang.

– Men Nordlink er en kabel som er dedikert produsentene og forbrukerne i Norge gjennom Statnett?

– Ja, de må være innforstått med dette, sier Kårstad.

Sikker forsyning

Han regner med at prosjektet kan bygges ferdig på 12 år. Da ser han for seg å bruke tre år på hver av de tre fasene, pluss ytterligere tre år til diverse utredninger.

Kårstad tror koblingen av havvinden mot to ulike land vil være attraktiv for petroleumsnæringen, som har veldig høye krav til tilgjengelighet.

Han ønsker ikke å si hvilke land som kan være mest aktuelle å koble seg opp mot, og ønsker å holde flest mulig muligheter åpne. Hvem som skal eie kablene fra havvindparkene til utlandet og hvordan disse skal finansieres, er det ifølge Kårstad også for tidlig å konkludere om.

Havvindparkene i Danmark og Tyskland får tilkobling betalt av sentralnettoperatøren på land, men det er uvisst om det er mulig å få betalt tilkobling eller deler av den hvis parken ligger i havområdene til et annet land.

Prosjektet er ifølge Kårstad utformet slik at det kan justeres underveis, ved at delprosjekter kan utformes på en fleksibel måte.

– Man kan sette inn moduler etter legoprinsippet, men vi har en nokså sikker oppstart i prosjektet hvor du får tilbake penger nokså øyeblikkelig ved at du bygger første fase inn mot Nordlink, uten at det gjøres veldig store og tunge investeringer, sier Kårstad.

Fordel for strømkundene

Kårstad tror strømkundene kan tjene på prosjektet.

– Hvis vi flytter eksporten vekk fra våre vannmagasiner og ut på havvind, som er konsekvensen av denne skissen, vil det redusere prispresset på kraften norske forbrukere og norsk industri kjøper.

Det blir ifølge Siemens-ingeniøren heller ingen risiko for at strømkundene skal måtte betale for havvind-kabelen, siden prosjektselskapet vil eie den selv.

– Bør Statnett vente med å bygge nye mellomlandsforbindelser til det blir klart om løsningen dere presenterer kan være en bedre måte å overføre kraft mellom land på?

– Det kan jeg ikke legge meg borti. Når det gjelder finansieringsmodellen, ligger det noen aktiva i det, sier Kårstad.