Business Case for nettilslutning af Anholt havmøllepark Offentlig udgave 7. maj 2009 WWI/JCH Dok. 40178/10 v1 1/16
Indholdsfortegnelse 1. Resumé og indstilling... 3 1.1 Resumé... 3 1.2 Indstilling... 4 2. Baggrund... 5 2.1 Problemstilling... 5 2.2 Projektet formål... 5 3. Beskrivelse af løsninger... 6 3.1 Valg af tracé... 6 3.2 Parklayout antal platforme... 7 3.3 Tekniske nettilslutningsalternativer... 8 3.3.1 150 kv-vekselstrømsløsning... 8 3.3.2 220 kv-vekselstrømsløsning... 9 3.4 Grad af opfyldelse af projektets formål... 9 3.5 Fravalgte alternative løsninger. Kriterier for valg af løsninger, der er nærmere undersøgt... 9 4. Myndighedsgodkendelser og forpligtelser... 10 4.1 Offshore... 10 4.2 Onshore... 10 4.3 Elforsyningsloven... 10 4.4 Planloven... 10 5. Budgetanalyse... 11 6. Risiko-/følsomhedsanalyse... 12 6.1 Relevante parametre... 12 6.2 Usikkerhed... 12 6.3 Risiko... 12 6.4 Strategi for risikohåndtering... 13 7. Konklusion... 14 8. Implementering af indstillet løsning... 14 8.1 Organisation... 14 8.2 Budget... 14 8.3 Tidsplan... 15 8.4 Indvirkning på interne ressourcer... 15 8.4.1 Organisation og personaleressourcebehov... 15 8.4.2 Driftsmæssige konsekvenser... 16 Dok. 40178/10 v1 2/16
1. Resumé og indstilling 1.1 Resumé Som led i den energipolitiske aftale af 12. februar 2008 skal der etableres en ny havmøllepark med en effekt på 400 MW i farvandet mellem Djursland og Anholt. Havmølleparken skal kunne idriftsættes inden udgangen af 2012. Energinet. dk fik den 30. oktober 2008 pålæg om etablering af ilandføringsanlægget til havmølleparken og udarbejdelse af VVM for havmølleparken. Forprojekt For at få fastlagt det tekniske og økonomiske koncept for nettilslutning af havmølleparken og et beslutningsgrundlag er der gennemført et forprojekt. Forprojektet skulle desuden sikre et effektivt projektforløb og maksimal inddragelse af erfaringer fra tidligere havmølleprojekter. Forprojektet er udført i tæt samarbejde med det regionale transmissionsselskab N1, da dette selskab skal eje landdelen, hvis spændingsniveauet bliver 150 kv. Denne Business Case er baseret på arbejdsresultater fra forprojektet (dok. nr. 38262-08). I forprojektet er 12 ilandføringsalternativer undersøgt med hensyn til teknologi, samfundsøkonomi, miljøpåvirkning, tilgængelighed og projektrealisering. De 12 alternativer er fremkommet ved en kombination af følgende: Teknologi - 150 kv vekselstrømsløsning, 220 kv vekselstrømsløsning eller HVDC VSC jævnstrøm. Antal offshoreplatforme - En eller to. Tracé og ilandføringspunkt - Lystrup Strand eller nord for Grenå. Det er valgt at tilslutte ilandføringsanlægget i 400 kv station Trige. I denne Business Case er forprojektets to teknisk og økonomisk bedste løsninger fremhævet: 150 kv-vekselstrømsforbindelse - én offshoreplatform og to kabelsystemer med ilandføring nord for Grenå. 220 kv-vekselstrømsforbindelse - én offshoreplatform og ét kabelsystem med ilandføring nord for Grenå. Begge disse løsninger er baseret på traditionelle tekniske løsninger som bl.a. Horns Rev 2 og Rødsand 2. Dok. 40178/10 v1 3/16
Tabel 1 De to bedste ilandføringsalternativer. Net- tilslutningspunkt Trige Ilandføringspunkt/ Teknologi samlet kabellængde 220 kv Nord for Grenå AC / 82 km 150 kv AC Antal platforme Antal kabelsystemer Total omkostning mio. kr. * 1 1 1 2 * Dækker investeringsomkostninger, reetableringsomkostninger, nettab samt drift og vedligehold. Derfor ikke sammenligneligt med det faktiske investeringsbudget i afsnit 1.2 og 5.6.2. De 2 løsninger adskiller sig fra hinanden idet N1 skal etablere og eje landdelen af en 150 kv løsning og Energinet.dk skal etablere og eje hele ilandføringsanlægget ved en 220 kv løsning. For at undgå en lignende problemstillingen omkring ejerskabet som for Horns Rev 2 er proceduren for en endelig afklaring af dette på forhånd aftalt med N1. Som et led i aftalen med N1 er det valgt at gennemføre kabeludbud for både 150 og 220 kv løsninger. Formålet er at få et robust grundlag for det endelige valg af løsning i samarbejde med N1. Kabelpriserne vil indgå en samlet vurdering af det totale projekt. 1.2 Indstilling Forprojektet har vist, at det optimale ilandføringsanlæg er en 220 kv løsning med én offshoreplatform, ét 220 kv-kabel fra platformen via en ilandføring nord for Grenå til Trige, hvor en ny 400/220 kv-transformering etableres. Energinet.dk indstiller at denne løsning bliver realiseret. Det indstilles at bestyrelsen godkender et samlet anlægsbudget på 1.251 mio. kr. (2009 priser) til realisering af ovennævnte løsning. Hvis det i forbindelse med kabeludbuddet viser sig at en 150 kv løsning er optimal vil projektet blive forelagt bestyrelsen igen, idet landdelen overgår til N1 og Energinet.dk's andel af projektet reduceres til offshoredelen. Dok. 40178/10 v1 4/16
2. Baggrund 2.1 Problemstilling Som led i den energipolitiske aftale af 12. februar 2008 og i et pålæg til Energinet.dk fra klima- og energiministeren den 30. oktober 2008 skal der etableres et ilandføringsanlæg til en ny havmøllepark med en effekt på 400 MW i farvandet mellem Djursland og Anholt. Den valgte lokalitet er beskrevet i rapporten "Fremtidige havmølleplaceringer", april 2007. Ilandføringsanlægget skal idriftsættes senest den 1. august 2012. Energinet.dk's erstatningsforpligtigelser ved forsinkelse med etablering af ilandføringen fremgår af elforsyningslovens 27h, stk. 2 (objektivt ansvar for elproducentens efterfølgende tab). På grund af lange leveringstider og stor verdensomspændende efterspørgsel på projektets vitale komponenter (højspændingskablerne og transformerplatformen) er det nødvendigt at ordre komponenterne snarest muligt. Der er foretaget en risikoanalyse, hvori priserne er analyseret, og mulige prisvariationer er estimeret. Denne information vedrørende de største risici og tilhørende mulige prisvariationer er ligeledes inkluderet i dette dokument. 2.2 Projektet formål Projektet formål er at følge pålægget fra Klima- og Energiministeren fra den 30. oktober 2008 ved at etablere ilandføringsanlæg til en ny havmøllepark med en effekt på 400 MW i farvandet mellem Djursland og Anholt. Ilandføringsanlægget skal være en teknisk og samfundsøkonomisk optimeret løsning med hensyn til: Anlægs- og driftsøkonomi, miljø, tilgængelighed (rådighed) Projektrealisering Ilandføringsanlægget skal senest være i drift den 1. august 2012. Dok. 40178/10 v1 5/16
3. Beskrivelse af løsninger I forprojektet er 12 ilandføringsalternativer undersøgt med hensyn til teknologi, samfundsøkonomi, miljøpåvirkning, tilgængelighed og projektrealisering. Disse tolv alternativer er vist i Tabel 2. Detaljeret afrapportering af forprojektet med de 12 ilandføringsalternativer findes i rapporten "Havmøllepark ved Anholt, Nettilslutning og teknologivalg" (Dok. 38262/08). Tabel 2 Oversigt over ilandføringsalternativer. 2009 Prisniveau. Net- tilslutningspunkt Trige Ilandføringspunkt/ samlet kabellængde Nord for Grenå / 82 km Ved Lystrup Strand / 89 km Teknologi Antal platforme Antal kabelsystemer Total omkostning mio. kr.* 150 kv 1 2 AC 2 2 220 kv 1 1 AC 2 1 HVDC 1 1 VSC 2 2 150 kv 1 2 AC 2 2 220 kv 1 1 AC 2 1 HVDC 1 1 VSC 2 2 * Dækker investeringsomkostninger, reetableringsomkostninger, nettab samt drift og vedligehold. Derfor ikke sammenligneligt med det faktiske investeringsbudget i afsnit 1.2 og 5.6.2. De to billigste løsningsmuligheder for ilandføringsanlæg for Anholt havmøllepark er i det efterfølgende fremhævet: 150 kv-vekselstrømsforbindelse - én offshoreplatform og to kabelsystemer med ilandføring nord for Grenå. 220 kv-vekselstrømsforbindelse - én offshoreplatform og et kabelsystem med ilandføring nord for Grenå. De to løsninger er betegnet som henholdsvis en 150 kv-løsning og en 220 kvløsning. 3.1 Valg af tracé På nuværende tidspunkt er det ikke fastlagt, hvor søkablet skal føres i land, og i hvilket tracé landkablet skal føres til station Trige. Det skal ske i et tæt samarbejde med de berørte kommuner, og en endelig afklaring vil først foreligge, når der er foretaget de nødvendige natur- og miljøundersøgelser. De berørte kommuner vil formentlig i løbet af sommeren 2009 udlægge et areal til placering af kabelstationen samt et areal til en planlægningszone, hvor kabeltracéet kan placeres. Dok. 40178/10 v1 6/16
Derfor er der set på to løsninger; ilandføring nord for Grenå eller ved Lystrup Strand, som vist i Figur 1. Ilandføring ved Lystrup Strand indebærer at søkablet passerer igennem et Natur2000 område. Det giver restriktioner for tidspunktet for anlægsarbejdet og kræver tilladelser, som kan påklages til Naturklagenævnet med tilhørende sagsbehandlingstider. Ved eventuelle fejl på søkablet skal Energinet.dk søge om tilladelse til reparationsarbejdet. Også disse tilladelser kan påklages. Ved en eventuel klage gør den økonomiske kompensation til havmølleparkens ejer Lystrup Strand uegnet. I sagens natur tager det længere tid at reparere en fejl på søkablet end fejl på landkablet. Forprojektet har ud fra erfaringstal fundet, at omkostninger til reparation af eventuelle kabelfejl kan minimeres med et kort søkabel og tilsvarende længere landkabel. I alle undersøgte alternativer er ilandføring nord for Grenå den teknisk og økonomisk bedste løsning, og derfor anbefales dette tracé. Figur 1 Mulige tracéer; Lystrup strand eller nord for Grenå. 3.2 Parklayout antal platforme Placeringen af Anholt vindmøllepark er tæt forbundet med de omkringliggende sejlruter. Der er megen trafik i farvandet omkring Anholt og Grenå, og det vanskeliggør placeringen af parken. Sejlruten mellem Grenå og Anholt er en afgørende faktor, for om parken skal deles i to parker, eller om det bliver en samlet park. Derfor er der set på løsninger med en platform og med to platforme ved mølleparken. Hvis der kun etableres en platform ved parken, bliver den samlede længde af mellemspændingskabler (33 kv) for tilslutning af møllerne længere, og dermed øges tabene i parken. Dok. 40178/10 v1 7/16
Forprojektet har vist at den bedste samfundsøkonomi opnås ved at holde parken samlet og kun bygge en enkelt transformerplatform. De elektriske tab i havmølleparkens net har indgået i undersøgelserne. 3.3 Tekniske nettilslutningsalternativer En vekselstrømsforbindelse vil bestå af følgende hovedkomponenter: - Offshoreplatform - Søkabel - Ilandføringsstation - Landkabel - Tilslutningsanlæg i station Trige På grund af kabellængderne er det ved vekselstrømsløsninger i overgangen mellem sø- og landkablet nødvendigt at etablere kompenseringsreaktorer. I 400 kv station Trige er der plads til de anlæg og komponenter, der skal installeres for tilslutningen af havmølleparken i den nuværende station. Der skal opføres en bygning på ca. 200 m2 til koblingsanlæg og dertil hørende kontrol- og beskyttelsesudstyr. Projektet vil vurdere behovene for beplantning omkring stationen. 3.3.1 150 kv-vekselstrømsløsning En løsning med 150 kv-kabler vil kræve, at der etableres to kabler mellem havmølleparken og station Trige, da 150 kv-kabler ikke fås med en overføringskapacitet på mere end 250 MW. Tilslutningen til nettet i station Trige vil ske via en separat 150/400 kvtransformer. Der etableres en reserveforbindelse til det eksisterende 150 kvanlæg i Trige, som kan anvendes, når 150/400 kv-transformeren er ude af drift. Der ikke behov for investering i en 150/400 kv-reservetransformer, idet der findes reservetransformere i systemet. Forprojektet har vist at værdien af to kabler i perioder med fejl på det ene kabel ligger i størrelsesorden 15-25 mio. kr. pr. hændelse. Statistik viser at sandsynligheden for en fejl i søkablets levetid ligger mellem 0,5 og 1,0. Det er ikke fundet rentabelt at etablere et ekstra kabel af hensyn til redundans. Figur 2 150 kv-vekselstrømsløsning Dok. 40178/10 v1 8/16
3.3.2 220 kv-vekselstrømsløsning En løsning med 220 kv-kabler kræver kun etablering at ét kabelsystem mellem havmølleparken og station Trige, da 220 kv-kabler kan konstrueres med en overføringskapacitet på 400 MW. I Trige vil tilslutningen til nettet ske via en separat 220/400 kv-transformer, og da 220/400 kv-transformere ikke anvendes i det nuværende net, skal der indkøbes en reservetransformer. Figur 3 220 kv-vekselstrømsløsning 3.4 Grad af opfyldelse af projektets formål Begge udvalgte løsninger opfylder projektets formål om at føre energien i land fra den kommende Anholt havmøllepark (afsnit 2.2). 3.5 Fravalgte alternative løsninger. Kriterier for valg af løsninger, der er nærmere undersøgt En 400 kv-løsning er fravalgt, fordi der kapacitetsmæssigt ikke er behov og der ikke er planlagt flere havmølleparker i området. Desuden er 400 kv-kabler omkostningstunge teknisk set ikke modne til anvendelse i dette projekt. En 60 kv-løsning er fravalgt, fordi løsningen kræver mange parallelle kabler, er dyr og har en større miljøpåvirkning fra det brede kabeltracé. HVDC løsninger baseret på VSC teknologi er fravalgt, da forprojektet har vist at disse løsninger p.t. er særdeles dyre. Enklere og billigere løsninger opfylder projektets formål. Ud over station Trige er andre tilslutningspunkter i 150- og 400 kv stationer på og omkring Djursland vurderet. Disse stationer er alle fravalgt da de er fundet for svage til at håndtere en vindmøllepark på 400 MW. Dok. 40178/10 v1 9/16
4. Myndighedsgodkendelser og forpligtelser Etablering af nye eltransmissionsanlæg både på land og på havet er omfattet af blandt andet planloven, elforsyningsloven og stærkstrømsbekendtgørelsen. 4.1 Offshore Der udarbejdes ikke VVM i forbindelse med anlæg af nye søkabler. Der laves en miljøredegørelse, som omfatter vurdering af miljøpåvirkninger ved etablering og drift af søkablet. Energinet.dk har pålæg om at tilvejebringe VVM for havmølleparken. I praksis kræver etablering af søkabler godkendelse fra Energistyrelsen. Energistyrelsen giver en godkendelse efter elforsyningslovens 21, stk. 1. Først skal projektet principgodkendes på baggrund af det dokumenterede behov og senere i processen, når den konkrete placering og linjeføring er fastlagt, skal projektet detailgodkendes. I forbindelse med detailgodkendelsen foretager Energistyrelsen en stjernehøring af Søfartsstyrelsen, Farvandsvæsenet, Kystdirektoratet, Fiskeridirektoratet, Kulturarvstyrelsen samt Skov- og Naturstyrelsen. Høringssvarene danner baggrund for udarbejdelse af eventuelle vilkår i godkendelsen. Når Energistyrelsens endelige godkendelse af anlægget foreligger, skal der indhentes en række tilladelser fra andre myndigheder. 4.2 Onshore I forbindelse med myndighedsgodkendelsen af ilandføringsanlægget på land gælder en toleddet procedure med dels myndighedsbehandling i henhold til elforsyningsloven og dels en planlægningsproces i henhold til planloven. Landanlægget vil berøre Norddjurs, Syddjurs og Århus Kommuner. Kabelstationen, der skal placeres tættest muligt på kysten, vil formentlig blive placeret i Norddjurs Kommune. 4.3 Elforsyningsloven Etablering af nye eltransmissionsanlæg over 100 kv og væsentlige ændringer i eksisterende net kræver forudgående tilladelse fra klima- og energiministeren, jf. elforsyningslovens 21. 4.4 Planloven Forud for etablering af landanlægget skal der tilvejebringes et kommuneplantillæg med tilhørende strategisk miljø vurdering hos de berørte kommuner. I kommuneplantillægget udlægges arealer til kabeltracé og kabelstation. Ved udlæg af disse arealer tages der i videst muligt omfang hensyn til boliger, natur, miljø og andre arealinteresser. Det kan dog ikke undgås, at et så omfattende projekt kommer i konflikt med andre interesser. Der skal udarbejdes en lokalplan med tilhørende strategisk miljø vurdering for den kabelstation, der skal etableres tæt på søkablets ilandføringssted. Dok. 40178/10 v1 10/16
5. Budgetanalyse Nedenstående tabel indeholder det årsfordelte anlægsbudget som indstilles til bestyrelsens godkendelse. Budgettet er udarbejdet på baggrund af erfaringspriser fra tidligere og igangværende projekter, herunder Horns Rev 2, Storebælt og Rødsand 2. Af hensyn til sammenligning med de øvrige priser i Business Casen er budgettet opgjort i 2009 priser. Der p.t. ikke indhentet tilbud på de store anlægskomponenter og dette i kombination med den relativt lange investeringshorisont, samt markedsmæssige forhold for de store komponenter, kan medføre at de konkrete kontrakter afviger fra budgettet. Dette vil i givet fald blive reguleret i en budgetrevision senere i 2009. Budgetanalysen viser at anlægget kan realiseres til en samlet omkostning på 1.251 mio. kr. hvilket derfor indstilles til bestyrelsens godkendelse. Tabel 3 Anholt investeringsbudget- årsfordelt i 2009 prisniveau. Det indstilles endvidere at anlæggets værdi ved idriftsættelse tillægges 108 mio. kr. (2009 prisniveau) til forventede omkostninger ved reetablering (skrotning) og at disse opkræves fra forbrugerne over anlæggets levetid. Grunde til, at ovenstående løsningsmodel er anbefalet, er: - den er billigere end den næst billigste løsning. Prisforskellen er uafhængig af layout af parken, - den indebærer udlægning af kun ét kabel samt etablering af én offshoreplatform, hvilket mindsker miljøpåvirkningen i forhold til alternativer, som indeholdt i to platforme og to kabler, - den medfører mindre overføringstab i ilandføringsanlægget i forhold til de andre alternativer, - den giver en kortere kabelføring fra havmølleparken til tilslutningspunktet, hvilket anbefales ud fra økonomiske og tekniske aspekter, såsom lavere elektriske tab og større driftssikkerhed. Dok. 40178/10 v1 11/16
6. Risiko-/følsomhedsanalyse 6.1 Relevante parametre Tabel 5 Relevante parametre til risikoanalyse 6.2 Usikkerhed Under arbejdet med teknologivalg blev der indhentet budgetpriser fra flere leverandører. En enkelt kabelleverandør peger allerede nu på produktionskapacitet for levering i 2011 som et potentielt problem. Samlet viser undersøgelsen, at en 220 kv-løsning er billigst. Det er usikkert, om der bliver givet bud, der kan gøre en 150 kv-løsning attraktiv. Det er aftalt med N1 at udbyde både 150 kv og 220 kv for en opdatering med konkrete tilbudspriser. Denne fremgangsmåde vil formentlig bekræfte, at en 220 kv er den billigste løsning. 6.3 Risiko Detaljerede risikoanalyser af alle tolv alternativer findes i regnearket " Risk Analysis - Anholt offshore wind park connection" (dok. 43448/08). Risiko matrice til den anbefalede løsning er vist nedunder: Dok. 40178/10 v1 12/16
Figur 4 Risiko matrice til den 220 kv løsning Tabel 6 Forklaring til Figur 4 Sandsynlighed Konsekvens Meget lille 0-20 % 1 Ubetydelig 1 Lille 20-40 % 2 Mindre alvorlig 2 Middel 40-60 % 3 Alvorlig 3 Stor 60-80 % 4 Voldsom 4 Meget stor 80-100 % 5 Katastrofal - projektstop! 5 Risici i forbindelse med en 150 kv-løsning med to 150 kv-kabler er næsten den samme, bortset fra der er større risiko med henblik på leverance og installation af den dobbelte kabellængde, sammenlignet med et 220 kv-alternativ. 6.4 Strategi for risikohåndtering Tabel 7 Risikohåndterings-strategi Dok. 40178/10 v1 13/16
7. Konklusion Forprojektet har fastlagt den teknisk og samfundsøkonomisk optimale løsning på baggrund af anlægs- og driftsøkonomi, rådighed, realisering og teknisk egnethed. Under hensyntagen til samfundsøkonomi, miljøpåvirkning og teknik anbefales en 220 kv-løsning med én offshoreplatform, ét 220 kv-kabel fra platformen via en ilandføring nord for Grenå til Trige, hvor en ny 400/220 kv-transformering etableres. I henhold til aftale med N1 bliver der indhentet tilbud på både 150 kv og 220 kv kabler. Såfremt tilbudene peger på en 150 kv løsning bliver projektet forelagt bestyrelsen igen, da N1 i så fald skal eje landdelen af anlægget. Nettilslutningen skal ske i 400 kv-station Trige, da Trige er det stærkeste tilslutningspunkt, hvorved risikoen for spændingsfluktuationer hos forbrugerne, forårsaget af parken, minimeres. Havmølleparkens layout, designet af det tilhørende mellemspændingsnet samt påvirkning fra en sejlrute til Anholt færgen gennem parken, har været behandlet. Det er samfundsøkonomisk optimalt med én platform til opsamling af effekten fra vindmøller, og at en sejlrute gennem parken ikke etableres. Grundet lange leveringstider og stor verdensomspændende efterspørgsel på vitale komponenter som højspændingskabler og transformerplatforme, er det nødvendigt at ordre komponenterne snarest muligt. Projektets anlægsbudget er 1.251 mio. kr. (2009 prisniveau). Tidsplanen med idriftsættelse 1. august 2012 forventer projektet at overholde. 8. Implementering af indstillet løsning 8.1 Organisation Projektet realiseres i en projektorganisation med styregruppe, hovedprojektleder og 3 delprojekter: Platform Kabler Stationer Projektet har støttefunktioner placeret dels i projektet og dels i linjeorganisationen. 8.2 Budget Budget er vist i Tabel 3 (kapitel 5). Dok. 40178/10 v1 14/16
8.3 Tidsplan Tidsplanen for projektet har følgende hovedmilepæle: 15.06.2009 - Sø og landkabel kontrakter 08.01.2010 - VVM-redegørelse klar 22.01.2010 - Myndighedsbehandling klar 30.03.2012 - Platform klar 18.04.2012 - Ilandføringsstation klar 27.04.2012 - Landkabel klar 27.04.2012 - Stationsanlæg Trige klar 01.05.2012 - Klar til kabelindtræk 13.07.2012 - Søkabel klar 01.08.2012 - Spændingssætning Myndighedsarbejdes med Norddjurs og Syddjurs kommuner, samt Århus Kommune er startet. Placering af ordre på kabler medio 2009, og platform ultimo 2009 forudsætter opstart af anlægsprojektet snarest, 2 kvartal 2009. Energinet.dk's erstatningsforpligtigelser ved forsinkelse med etablering af ilandføringen fremgår af elforsyningslovens 27h, stk. 2 (objektivt ansvar for elproducentens efterfølgende tab). 8.4 Indvirkning på interne ressourcer 8.4.1 Organisation og personaleressourcebehov Til Anholt vurderes det at der skal anvendes følgende kompetencer; - Fire projektledere - Projektlederassistance - Gruppeleder og specialister til myndigheder og VVM - Specialister til de tre delprojekter: Stationer, Kabler og Platform i perioden 2009-2012. Målt i mandeår og antal timer svarer det til ca. 62.035 timer eller ca. 44 mandeår jf. nedenstående tabel 8. Derudover er det vurderet at det bliver nødvendigt at indkøbe ca. 25 mandeår som konsulenter eller lignende. Tabel 8 Anholt - forventet forbrug af timer målt i mandeår og antal timer Mandeår Delprojekt 2009 2010 2011 2012 Total Antal timer total Hovedprojekt 2 4 4 3 13 17.730 Sø- og landkabler 2 2 3 2 9 12.025 Platform inkl. stationsstyring 3 3 5 5 17 23.200 Stationsanlæg inkl. reservetrsf. 1 1 1 1 3 4.715 Myndighedsbehandling 1 1 1 0 3 4.365 Total 9 10 14 12 44 62.035 Dok. 40178/10 v1 15/16
8.4.2 Driftsmæssige konsekvenser De afledte driftsmæssige konsekvenser af etablering af ilandføringsanlægget er med erfaring fra Horns Rev 1 vurderet til 1 mandeår i anlæggets første driftsår og derefter 0,5 mandeår pr. år i anlæggets levetid. Personalet skal anvendes til vedligehold af de nye anlæg i station Trige, landog søkabelanlæg, kompenseringsstationen og offshoreplatformen i anlægget og havmølleparkens levetid (minimum 20 år begyndende i 2012). Derudover vil der skulle bruges kr. (2009 prisniveau) pr. år til vedligehold inkl. helikoptertransport til og fra platformen. Der vil i forbindelse med budget 2012 og budget 2013 blive taget stilling til om der skal tilføres nye ressourcer til driftsbudgettet til disse opgaver, eller hvorvidt eventuelt bortfald af andre opgaver gør det muligt at indeholde omkostningerne inden for driftsbudgettet på det tidspunkt. Dok. 40178/10 v1 16/16