Í kjölfar umræðu um 3ja orkupakka ESB hefur aðeins lifnað yfir umræðu um sæstreng til Bretlands. Helstu upplýsingar um sæstreng er að fá úr rúmlega 2ja ára gamalli skýrslu: „Skýrslu verkefnisstjórnar sæstrengs til iðnaðar- og viðskiptaráðherra“. Um 20 fylgiskjöl fylgdu þeirri skýrslu en skýrsla Kviku og Pöyry um „.. kostnaðar og ábatagreiningu“ var þar viðamest.
Í aðaltillögu skýrslunnar „miðgildi export“ er miðað við útflutning á að jafnaði 7400 GWh/a af orku um 1000 MW sæstreng, sem jafngildir um 85% nýtingu á strengnum. Nær eingöngu er gert ráð fyrir flutningi orku út úr landinu, en ekki inn, þó hönnun strengsins geri slíkt mögulegt í sama mæli.
Í skýrslunni er gert ráð fyrir gríðarlegri uppbyggingu nýrra virkjana hér á landi, alls um 1460 MW, vegna sæstrengsins. Þar er um að ræða 550 MW í vindorkuverum, 245 MW í jarðvarmavirkjunum úr nýtingarflokki rammaáætlunar, 450 MW með stækkun núverandi vatnsaflsvirkjana auk 215 MW frá smávirkjunum og öðru.
Stofnkostnaður umræddra virkjana er metinn um 400 ma.kr. eða svipað og við sæstrenginn sjálfan auk afriðilsstöðvanna á sitt hvorum endanum. Einnig er gert ráð fyrir að styrkja þyrfti flutningskerfi raforku á Íslandi fyrir um 70 ma.kr. umfram það sem þyrfti ef ekki yrði lagður sæstrengur. Samtals er þetta því stofnkostnaður upp á nærri 900 ma.kr. (m.v. gengi á Evru 140 kr.). Skýrsluhöfundar áætla að orkuverð í Bretlandi verði um 92 €/MWh árið 2035 en það er um 20% undir því sem það þyrfti að vera til að standa undir 8% ávöxtunarkröfu fjármagnsins vegna framkvæmdanna. Það þyrfti því meðgjöf breskra stjórnvalda að mati skýrsluhöfunda. Spáð orkuverð stendur hinsvegar vel undir 3-5% raunávöxtum sem er að mati undirritaðs, eðlilegra viðmið fyrir innviðaframkvæmdir í endurnýjanlegum orkuauðlindum.
Þó strengurinn og afriðilsstöðvarnar væri alfarið erlend fjárfesting þyrfti að framkvæma hér á landi fyrir um 500 ma.kr. (ígildi tveggja Kárahnjúkavirkjanna). Það hefði mikil áhrif, bæði á hagkerfi og umhverfi. Virkjanir með um 300 MW afli þyrfti að reisa úr nýtingarflokki rammaáætlunar, og fjölda smávirkjana og vindlunda. Mikill rekstrar- og viðhaldskostnaður myndi fylgja, sérstaklega vind- og jarðvarmavirkjunum. Styrkja þyrfti flutningskerfi raforku því flytja þyrfti mikla orku þvert yfir landið, frá jarðgufuvirkjunum SV-lands að landtökustað strengsins sem er talinn heppilegastur á Austurlandi. Samkvæmt áætlunum Landsnets þyrfti annaðhvort 400 kV hálendistengingu milli Suður- og Austurlands eða tvöfalda 400 kV háspennulínu hringinn í kringum landið, til að ná viðunandi afhendingaröryggi. Það er því skiljanlegt að einhverjum hugnist illa slíkar risaframkvæmdir vegna þeirra miklu, og að mörgu leyti neikvæðu, áhrifa sem þær hefðu hér á landi. Sá sem þetta ritar telur hinsvegar eðlilegra að nota sæstrenginn og íslenska vatnsorkukerfið til að geyma og miðla sveigjanlegu afli til og frá Bretlandi í stað þess að selja þangað grunnorku, og um það fjallar þessi grein.
Dæluvirkjanir eða sæstrengur
Raforkuþörf er mjög misjöfn eftir árstíðum og innan dagsins. Raforkuframleiðslu kjarnaorku- og kolaorkuvera er ekki hægt að breyta í takt við notkunina án þess að fórna mikilli nýtni. Vindorku- og sólarorkuverin, sem spretta nú upp um alla Evrópu, hafa mjög sveiflukennda framleiðslu og er alls ekki hægt að stýra á neinn hátt í takt við markaðinn. Víðast er því mikið misræmi milli framleiðslu og eftirspurnar, sem mun aukast í framtíðinni með meiri framleiðslu vind- og sólarorkuvera.
Lón vatnsaflsvirkjana eru í dag eina hagkvæma leiðin til að geyma raforku. Aðeins örfá lönd búa eins vel og Ísland að geta sinnt nær allri raforkuþörfinni með sveigjanlegri vatnsorku. Því hafa nær allstaðar erlendis verið byggðar svokallaður dæluvirkjanir (e. pumped storage), þ.e. vatnsaflsvirkjanir sem framleiða rafmagn á álagstímum en nota ódýrt rafmagn úr kerfinu, t.d. um nætur, til að dæla vatni úr neðra lóni upp í efra lón. Í flestum tilvikum hafa lónin ekkert annað innrennsli og því er ekki framleidd nein orka. Nýtnin í dæluvirkjunum er aðeins 75-80% sem þýðir að allt að 25% af orkunni sem fer í að dæla upp vatni skilar sér ekki til baka. Um 10% orkunnar tapast í rafmótor og dælu og önnur 10% í vatnsvél og rafala þegar vatnið kemur til baka, auk þess sem orkutöp verða einnig í vatnsvegum í báðum leiðum.
Líta má á sæstreng til Íslands sem ígildi jafnstórrar dæluvirkjunar í Bretlandi. Til þess að nota sæstrenginn með þessum hætti þyrfti eingöngu að auka uppsett afl í núverandi virkjunum hér á landi en ekki byggja nýjar. Ef orkutapið í sæstrengnum og endastöðvum er áætlað 6% er orkutapið í „sæstrengs-dæluvirkjuninni“ tvöfalt meira (inn og út) eða um 12%. Orkutapið er því innan við helmingur þess sem það væri í hefðbundnum dæluvirkjunum. Ástæða þess er að ekki þarf að eyða orku í að dæla vatni upp í lónin, heldur eingöngu að draga niður í framleiðslu vatnsvélanna þegar eftirspurn er lítil og láta vatnið renna sjálft í lónin á meðan flutt er inn orka um sæstrenginn. Þegar orku er þörf yrði síðan framleitt í stækkuðum virkjunum (aukið afl) en við það tapast engin orka, miðað við að hún hefði annars verið framleidd í minni virkjun um nætur.
Það kostar sennilega að jafnaði aðeins um 100-200 m.kr./MW að stækka íslenskar virkjanir um hvert MW, á meðan það kostar um 250 til 500 m.kr/MW að byggja dæluvirkjanir í Bretlandi. Sparnaður við byggingu „sæstrengs-dæluvirkjunar“ á Íslandi, bæði betri orkunýting og lægri stofnkostnaður, gæti því farið langt með að greiða fyrir allan sæstrenginn miðað við þessar forsendur.
Yfirleitt hafa dæluvirkjanir erlendis aðeins forða til samfelldrar framleiðslu í 4-12 klst. í einu, áður en efra lónið tæmist. Íslenska dæluvirkjunin hefði hinsvegar nær ótakmarkað úthald og gæti framleitt stöðugt á fullu afli vikum saman ef aðstæður kölluðu á slíkt, eða tekið við orku dögum saman, þar til stóru miðlanirnar (Hálslón, Þórisvatn eða Blöndulón) tæmast eða fyllast. Þessi eiginleiki verður enn mikilvægari í framtíðinni þegar sveiflurnar munu í meira mæli ráðast af óreglulegu veðurfari heldur en notkunarmuni dags og nætur.
Rekstur sæstrengsins gæti t.d. verið þannig að í 6 klst. á hverri nóttu yrði orka flutt til Íslands. Það tæki síðan um 6 klst. að flytja þessa orku út aftur þegar orkuverðið hefur hækkað nægjanlega. Ef við segjum að engin notkun yrði á strengnum í að jafnaði í 2 klst. kvölds og morgna meðan beðið væri eftir nægjanlegum verðmun, þá eru aðeins eftir um 8 klst. í sólarhringnum til að flytja út orku sem raunverulega er framleidd á Íslandi. Því væri mest hægt að flytja út nettó um 3000 GWh af orku til viðbótar á ári um 1000 MW sæstreng (18365).
Umframorka
Íslenska vatnsorkukerfið er hannað til að geta mætt orkuþörf í þurrustu árum. Langflest ár er orkuframleiðslugetan því meiri, og það sem umfram er nefnist umframorka. Engin hagkvæm leið hefur fundist til að nýta þessa hverfulu umframorku hér á landi. Með tengingu við önnur raforkukerfi er hinsvegar hægt að selja þessa orku úr landi á háu verði, í stað þess að hún renni sem mórugt vatn um yfirföll síðsumars, laxveiðimönnum við t.d. Blöndu og Jöklu til lítillar gleði. Umframorkan ykist með auknu uppsettu afli í virkjunum og gæti orðið allt að 3000 GWh/a að jafnaði. Hún er hinsvegar breytileg allt frá engu í þurrustu árum upp í ríflega 4000 GWh/a. Verði strengurinn notaður með þeim hætti sem lýst var hér að ofan, myndi raunveruleg flutningsgeta hans (3000 GWh/a) verða fullnýtt við það eitt að flytja út þessa umframorku, auk innfluttu orkunnar þ.e.a.s. ef flutt er inn orka að jafnaði í 2200 klst. á ári (6 klst. á dag).
Hvaðan kæmi aflið?
En hvar á að setja upp þessi 1000+ MW sem þarf vegna aflsölunnar? Að mati undirritaðs ber Kárahnjúkavirkjun höfuð og herðar yfir allar aðrar virkjanir á Íslandi og þó víðar væri leitað, til að útvega sveigjanlegt afl. Kárahnúkavirkjun er tengd orkumesta miðlunarlóni landsins og einu því orkumesta í Evrópu. Þar eru heldur ekki miklar takmarkanir á rennslissveiflum vegna fiskgengdar eða annarra umhverfisþátta. Allir vatnsvegir eru neðanjarðar og stutt er frá virkjuninni út í Lagarfljót. Virkjunin hefur nú allt að 700 MW uppsett afl en hefur nánast alltaf verið keyrð á jöfnu álagi, um 570 MW, og framleitt um 5000 GWh af orku á ári. Fallhæðin er mikil, um 600 m, og allur vél- og rafbúnaður til að framleiða afl er því hlutfallslega ódýr. Það er í raun synd að nota þessa frábærlega sveigjanlegu og vel miðluðu virkjun eingöngu til að framleiða grunnafl. Vatnsvegir eru reyndar nokkuð langir, en auka þarf uppsett afl með nýjum neðanjarðar vatnsvegum samsíða hinum með frárennsli á svipuðum stað.
Með tilkomu sæstrengs og auknu uppsettu afli og lámarks breytingum gæti orkuframleiðsla Kárahnjúkavirkjunar hæglega orðið 7000 GWh á ári að meðaltali með umframorkunni. Ef orkan yrði öll framleidd á þeim 14 klst. á dag þegar flutt er út afl um strenginn og orkuverð er í hámarki, gæti virkjunin staðið undir stækkun í allt að 1400 MW. Hér er þó aðeins gert ráð fyrir að stækka hana í um 1100 MW þannig að frá henni einni mætti fá til viðbótar um 500 MW eða um helming af því aukna afli sem þarf fyrir strenginn.
Stóran hluta af því sem upp á vantar af aflinu mætti síðan fá af Þjórsár/Tungnaár svæðinu. Það er þó ekki alveg eins heppilegt til sveigjanlegrar orkuframleiðslu og Kárahnjúkasvæðið. Það er vegna hlutfallslega minni miðlana og innrennslis í þær og hærra lágmarks rennslis í farvegum vegna umhverfisþátta. Á litlu svæði frá Vatnsfellsvirkjun að Búrfellsstöð eru hinsvegar nú þegar uppsett um 1000 MW af afli sem hagkvæmt væri að auka um a.m.k. 300 MW. Það sem uppá vantaði gæti komið annarstaðar frá, t.d. frá Blönduvirkjun eða minni og eða nýjum virkjunum.
Flutningskerfi raforku, AC/DC
Eins og áður sagði er talið hagkvæmast að sæstrengurinn komi á land á Austfjörðum. Þegar nær allt aflið sem fer inn á strenginn kemur frá tveimur punktum (Kárahnjúkum og Búrfelli) hlýtur að vera eðlilegt að tengja þá báða beint við strenginn. Það mætti gera með því að framlengja sæstrenginn með jarðstreng að Kárahnjúkavirkjun og þaðan yfir hálendið að Búrfelli og setja helming afriðilstöðvanna (sem breyta jafnstraumi í riðstraum og öfugt) upp á hvorum stað. Sæstrengir eru svokallaðir DC strengir því þeir flytja rafmagn með jafnstraumi. Orkutap í þeim er minna og þeir eru ódýrari en hefðbundnir AC (riðstraums) strengir ef kostnaður við afriðilstöðvar er ekki tekinn með. Aðalkosturinn við að nýta DC tækni er þó sá að strengur milli landshluta gæti allur verið niðurgrafinn, því ólíkt AC streng eru engir tæknilegir erfiðleikar á hversu langir þeir geta verið sem jarðstrengir. Auk þess segja sérfræðingar að auðveldara sé að stýra rafmagni um DC strengi.
Gangi þetta eftir er ekki að sjá annað en að sæstrengur geti hjálpað við að leysa flutningsvandamál raforkukerfisins innanlands. Auk DC strengsins, sem tengdi saman Suður- og Austurland, myndi hugsanlega nægja að styrkja núverandi flutningskerfi með 220 Kv línu frá Hvalfirði um Blöndu og að Kárahnjúkavirkjun. Það er reyndar fyrirhugað sem næstu skref í uppbyggingu flutningskerfisins þó ekki komi neinn sæstrengur. Álverið á Reyðarfirði fær núna eingöngu rafmagn frá Kárahnjúkavirkjun og er engin varaleið til staðar. Eftir þá uppbyggingu sem hér hefur verið lýst, gæti álverið fengið rafmagn frá þremur öðrum leiðum ef ekki kæmi rafmagn frá Kárahnjúkavirkjun vegna bilunar eða viðhalds þar. Í fyrsta lagi frá stækkuninni á Kárahnjúkavirkjun, í öðru lagi frá DC hálendisstrengnum og aflaukningu á Þjórsársvæðinu og í þriðja lagi beint úr sæstrengnum frá Bretlandi. Því er vart nauðsynlegt að gera ráð fyrir meira öryggi með frekari styrkingu á landskerfinu, t.d. Suðurlínu.
Umhverfisáhrif og orka til nota hér á landi
Í samanburði við byggingu nýrra virkjana hefur aukið uppsett afl í núverandi virkjunum tiltölulega lítil umhverfisáhrif í för með sér, fyrir utan að vatnsborðssveiflur í lónum og farvegum verða meiri og tíðari. Ekki verður séð að raunhæft sé að fá tilskilin leyfi og ná sátt í samfélaginu um allar þær umfangsmiklu framkvæmdir sem nauðsynlegar eru áður en ákveðið verður að leggja sæstreng vegna orkusölu. Allt öðru máli gegnir um þær tiltölulega einföldu afmörkuðu framkvæmdir sem þarf að ráðast í vegna sveigjanlegrar aflsölu.
Ef auka ætti útflutning orku um strenginn í stað aflsölu, yrði það ekki gert á annan hátt en að selja meiri orku til Bretlands á þeim tíma sem orkuverð þar er í lágmarki. Það hlýtur að vera vafasamt að það sé hagkvæmara en að nota orkuna hér á landi með tilheyrandi atvinnumöguleikum og virðisauka innanlands.
Stofnkostnaður og tekjur
Sæstrengurinn og flutningskerfið sem hér er lýst myndi væntanlega kosta svipað og gert er ráð fyrir í skýrslu Kviku og Pöyry fyrir streng endastöðvar og viðbætur á flutningskerfinu innanlands. Kostnaður við stækkun virkjana verður hinsvegar sennilega 100 til 200 ma.kr. eða aðeins um þriðjungur af því sem orkuleiðin krefðist. Heildarkostnaður verkefnisins, sæstrengs, afriðilsstöðva, flutningskerfis og virkjana, yrði þannig líklega um 30% lægri en boðað var í skýrslu Kviku og Pöyry eða um 630 ma.kr. í stað 900. Lausleg skoðun sýnir að verðmunur í Bretlandi milli orku sem flutt yrði inn og út frá Íslandi þyrfti að vera um tvöfaldur til að sala á umframorku og sveigjanlegu afli yrði jafn hagkvæm og orkusöluleiðin. Þessi verðmunur er nú hinsvegar að jafnaði aðeins um 30 til 40% að því er best verður séð. Engin ástæða er þó til að miða hagkvæmni við núverandi verðsveiflur, því þær geta gerbreyst á næstu árum. Í Þýskalandi, þar sem vindorka er hlutfallslega meiri en í Bretlandi, er orkuverðið t.d. stundum neikvætt, þ.e.a.s borgað er fyrir að nýta orku framleiðslueininga sem dýrt, erfitt eða óþarfi (vindur/sól) er að stöðva.
Þessi litli verðmunur, þessi misserin, veldur því að jafnvel dæluvirkjanir sem þegar hafa verið byggðar eiga erfitt uppdráttar í hinu markaðsdrifna raforkukerfi Evrópu. Mikið var byggt af dæluvirkjunum í Evrópu á árunum 1970-1990 (30 000 MW), en lítið sem ekkert hefur verið byggt þar síðustu áratugina. Hinsvegar er nú mikil uppbygging dæluvirkjana annarsstaðar þar sem kerfið er ekki markaðsdrifið, t.d. í Kína, Indlandi og Japan. Þetta gerist þrátt fyrir að rekstraraðilar raforkukerfa í Evrópu kalli eftir meiri sveigjanleika. Eitt stærsta orkufyrirtæki Bretlands, SSE, áformar að byggja 1500 MW dæluvirkjun, Goire Glas við Loch Lochy vatnið í Skotlandi. Virkjunin hefur tafist því virkjunaraðilinn telur sig þurfa stuðning breska ríkisins, enda er stofnkostnaðurinn líklega svipaður og við sæstreng til Íslands. Dæluvirkjunin hefði 30 GWh miðlunarorku og myndi tvöfalda dæluorkuna sem til staðar yrði í Bretlandi og gæti framleitt á fullu afli í 20 klst. Engu að síður bliknar þessi sveigjanlega orka við hliðina á þeim þúsundum GWh sem Bretum stæði til boða ef þeir tengdust Íslandi um sæstreng. Þeir myndu þar að auki tapa tvöfalt til þrefalt minni orku við að senda hana til Íslands í geymslu í stað þess að dæla henni upp í lón í Skosku hálöndunum. Valið milli fjárfestingar í Goire Glas dæluvirkjuninni eða sæstreng til Íslands ætti því að vera auðvelt fyrir Breta.
Eitthvað verða bresk yfirvöld að gera því núverandi verðmyndun veldur því að bygging dæluvirkjana er langt frá því að standa undir sér og ekki er heimilt að styrkja þær. Nú þegar er hinsvegar leyfilegt að tryggja sæstrengjum (e. interconnectors) tilteknar lámarks tekjur með tekjum af flutningsgjöldum í Bretlandi. Eini raunhæfi möguleiki Breta, fyrir utan sæstreng, er því að brúa bilið með gasorkuverum, sem auðvelt er að stýra. Gasorkuver skila hinsvegar 500 kg af CO2 fyrir hverja GWh sem þau framleiðs. Sæstrengur til Íslands gæti því minnkað útblástur gróðurhúsalofttegunda í Bretlandi um 1,5 Mt/a eingöngu vegna umframorkunnar. Þetta er um þriðjungur af allri losun Íslendinga. Auk þess minnkar sveigjanlega aflið sem færi um strenginn þessa mengun verulega til viðbótar.
Samanburður við Noreg
Önnur leið til að meta hagkvæmni aflsölu um sæstreng er samanburður við sæstrengi sem Norðmenn leggja nú af kappi til fjölmargra landa. Norðmenn flytja almennt ekki út neina orku um strengina heldur einungis sveigjanlegt afl. Vissulega eru sæstrengirnir sem lagðir eru frá Noregi styttri og því eitthvað ódýrari en frá Íslandi. Þó munar ekki miklu því t.d. strengurinn sem verið er að leggja til Bretlands er um 780 km langur (í stað um 1000 km til Íslands), enda fer hann ekki stystu leið heldur tekur land inni í firði við stærstu vatnsaflsvirkjun Noregs, Ulla-Førre (sem framleiðir þó minni orku en Kárahnjúkavirkjun). Við þyrftum að auka uppsett afl í virkjunum vegna strengsins, í meira mæli en Norðmenn. Stóri munurinn er hinsvegar sá að í Noregi er enga umframorku að fá með nýjum strengjum. Það er því erfitt að sjá annað en að um 2000 til 3000 GWh af nær ókeypis ónýttri umframorku geri sæstreng til Íslands mun hagkvæmari framkvæmd en þá strengi sem verið er að leggja frá Noregi.
Samantekt og lokaorð
Þær hugmyndir sem settar hafa verið fram hér um sölu á sveigjanlegu afli um sæstreng til Bretlands hefðu allt önnur og jákvæðari áhrif bæði hér á landi og í Bretlandi en áður boðuð orkusala um strenginn. Munurinn er aðallega þessi:
- Stofn- og rekstrarkostnaður hér á landi yrði mun minni.
- Nær engar nýjar virkjanir þyrfti að reisa, einungis auka afl núverandi virkjanna.
- Umhverfisáhrif yrðu minni.
- Ódýr orka yrði flutt inn og því nær eingöngu umframorka seld út um strenginn
- Orka til frekari nota í iðnaði á Íslandi myndi ekki minnka.
- Sæstrengurinn myndi tengja saman Suður- og Austurland með DC jarðstreng og minnka þörf á loftlínu yfir hálendið eða öflugrar byggðalínu.
- Bretar fengju aðgang að sveigjanlegri orku, sem er sú orka sem þá skortir mest til að geta þróað frekar endurnýtanlegar orkuauðlindir svo sem vind og sól.
Á nær öllum stöðum í heiminum er vatnsorka notuð til sveiflujöfnunar og til að geyma orku en ekki til grunnorkuframleiðslu. Þar sem vatnsorka er nær allsstaðar nema á Íslandi af skornum skammti eru byggðar dæluvirkjanir. Þær eru hinsvegar bæri dýrar og eyða mikilli orku vegna lágrar nýtni. Í Bretlandi er hægt að nota sæstreng til Íslands sem dæluvirkjun. Hann hefði miklu betri nýtni, er miklu sveigjanlegri og er ódýrari þegar tekið er tillit til þess að með honum verður einnig hægt að nýta og selja allt að 3000 GWh/a af umframorku úr lokaða íslenska vatnsorkukerfinu sem í dag fer til spillis.
Mikilvægt er að Íslendingar skoði þennan möguleika niður í kjölinn sem allra fyrst. Hér hefur aðeins verið reifuð lausleg hugmynd að því hvernig þetta gæti orðið og hvaða áhrif það kynni að hafa. Það sem er nýtt í þessum hugleiðingum er að Kárahnjúkavirkjun leiki lykilhlutverk og þess vegna gæti verið mögulegt að sæstrengurinn verði að hluta til framlengdur milli landshluta sem DC jarðstrengur. Kanna þarf útfærslur og stofnkostnað við aflaukningu í íslenska virkjanakerfinu, magn umframorku og getu til sveiflujöfnunar á breska markaðinum. Meta þarf umhverfisáhrif. Síðan þarf að áætla tekjurnar sem markaðurinn í Bretlandi gæfi og áhuga Breskra yfirvalda til að tryggja rekstur strengsins. Kanna þarf hvort og hvernig er unnt að tryggja háa nýtingu strengsins og að hann verði notaður til sveiflujöfnunar. Það ætti að vera gerlegt því bæði hagrænar, tæknilegar og umhverfislegar forsendur eru til þess að nýting strengsins ætti að vera með þessum hætti. Ekki verður séð að Bretum standi til boða hagkvæmari eða umhverfisvænni leið til að ráða við vaxandi mismun í raforkuframleiðslu og eftirspurn.
Það var mjög miður að sveigjanleg aflsala var ekki skoðuð í skýrslu Kviku og Pöyry, en kannski skiljanlegt í ljósi þess að lítil umræða hefur verið um slíka leið. Vel kann að vera að einhver millileið milli orku- og aflsölu verði niðurstaðan. Til dæmis er á heimasíðu Landsvirkjunar gert ráð fyrir að selja 5700 GWh út um strenginn, sem er nokkuð meiri sveigjanleiki en í skýrslu Kviku, en þó nær tvöfalt það sem hér er gert ráð fyrir sem lámarksorkusölu.
Verði niðurstaða jákvæð gæti hér verið um að ræða eitt besta tækifæri til sköpunar útflutningsverðmæta fyrir þjóðarbúið. Mikilvægt er þó að gera greinarmun á annars vegar sveigjanlegri aflsölu og hins vegar orkusölu um strenginn. Áhrif og gagnsemi þessara mismunandi leiða eru eins og svart og hvítt líkt og hér hefur verið rakið.
Þorbergur Steinn Leifsson frá Þingeyri
Höfundur er verkfræðingur sem unnið hefur að hönnun og áætlanagerð vegna vatnsaflsvirkjana í yfir 30 ár.
