Ny 132 kv ytre ring Y Nordfjord

Transkript

1 SFE Nett AS Ny 132 kv ytre ring Y Nordfjord Tilleggssøknad om konsesjon, ekspropriasjonstillatelse og forhåndstiltredelse Tilleggsutredning Oppdragsnr.:

2 Rev. 7 Dato: Beskrivelse: Konsesjonssøknad ny 132 kv Ytre ring Y Utarbeidet MS Fagkontroll OK Godkjent EF Dette dokumentet er utarbeidet av Norconsult AS som del av det oppdraget som dokumentet omhandler. Opphavsretten tilhører Norconsult. Dokumentet må bare benyttes til det formål som oppdragsavtalen beskriver, og må ikke kopieres eller gjøres tilgjengelig på annen måte eller i større utstrekning enn formålet tilsier. 2

3 Sammendrag SFE Nett legger med dette frem en tilleggssøknad om konsesjon, ekspropriasjonstillatelse og forhåndstiltredelse for nye stasjons og traséalternativ til prosjektet 132 kv ytre ring Nordfjord. Tiltaket berører Bremanger og Vågsøy kommuner i Sogn og Fjordane fylke. På bakgrunn av innkomne høringsuttalelser til konsesjonssøknaden SFE Nett sendte inn til NVE i januar 2013, har NVE fremsatt krav om at det utredes nye løsninger. Gjennom dette utredningsarbeidet har tiltakshaver kommet frem til at det er ønskelig å fremme søknad om konsesjon for en rekke av de tilleggsutredede løsningene. Videre har NVE krevd supplerende informasjon knyttet til enkelte momenter i den opprinnelige søknaden som det er søkt redegjort for i dette dokumentet. Gjennom arbeidet med å fremskaffe tilleggsopplysninger har SFE Nett gjennomgått systemløsningen og begrunnelsen. Tilleggssøkte løsninger bygger på to hovedbegrunnelser. En ny forbindelse mellom Ålfoten og Deknepollen utløses av behovet for økt forsyningssikkerhet i ytre Nordfjord. Radielle løsninger ut til Hennøy og Bremangerlandet vindkraftverk utløses av behovet for å koble ny produksjon til nettet. En ny forbindelse mellom Svelgen og Ålfoten, til erstatning for dagens 132 kv stålmastledning, er videre utløst av at Guleslettene vindkraftverk blir realisert. Deler av den tekniske beskrivelsen slik den ble beskrevet i konsesjonssøknaden fra 2013 ligger fremdeles til grunn for prosjektet. Dette dokumentet bør derfor leses som et supplement til den opprinnelige konsesjonssøknaden. Høringsuttalelser sendes til: Norges vassdrags- og energidirektorat Postboks 5091, Majorstuen 0301 OSLO nve@nve.no Florø, mars 2014 Asgeir Aase Direktør SFE Nett AS Atle Isaksen Seksjonssjef Nettforvaltning SFE Nett AS 3

4 Innholdsfortegnelse Sammendrag 3 1 Generelle opplysninger Oppbygning av dokumentet Presentasjon av tiltakshaver Forarbeider og informasjon Videre saksbehandling 7 2 Søknader og formelle forhold Søknad om konsesjon for bygging og drift Tilleggsomsøkte traséalternativ Traséalternativ som trekkes Oppsummering omsøkt og tilleggssøkt løsning Endringer i forhold til omsøkte transformatorstasjoner Ekspropriasjonstillatelse og forhåndstiltredelse Begrunnelse for valg av omsøkte traseer Andre nødvendige tillatelser 19 3 Begrunnelse Bakgrunn, behov og formål med tiltaket Vindkraft Forsyningssikkerhet Revidert Systemløsning Vurderte nettløsninger Vurderte stasjonsløsninger Fremtidig utvikling av nettløsning på Bremangerlandet Tekniske/økonomiske vurderinger Fremtidig forbruksvekst Tapskostnader Nettariff Samfunnsøkonomisk vurdering Sikkerhet og beredskap Beredskapsforskriften Vurdering av skredfare 37 4 Beskrivelse av tiltaket Ny 132 kv ledning Sjø- og jordkabel Transformatorstasjoner Utvidelse av Deknepollen transformatorstasjon 42 4

5 4.3.2 Ny Bremangerlandet C transformatorstasjon Ny Rugsundøy koblingsstasjon Ny Hennøy transformatorstasjon Utvidelse av Svelgen transformatorstasjon Utvidelse av Ålfoten transformatorstasjon 45 5 Virkninger for miljø, naturressurser og samfunn, tilleggsutredede stasjoner og traseer Ålfoten Rugsund Rugsund Rugsundøy Rugsundøy Bremangerlandet Bremangerlandet C transformatorstasjon Rugsundøy Deknepollen Sanering Bryggja Deknepollen Sanering Svelgen-Rugsund 50 6 Tilleggsutredede, men ikke omsøkte alternativer Bremangerlandet Deknepollen Rugsundøy Deknepollen 52 7 Andre vurderte løsninger 54 8 Særskilte supplerende krav til traséalternativer og konsekvensutredningene 55 9 Miljø-, transport- og anleggsplan Forhold til offentlige planer Nasjonale planer Regionale planer Kommunale planer Private planer Referanser og planunderlag 63 VEDLEGG: 1. Tilleggsutredninger 2. Krav om tilleggsopplysninger, NVE 3. Byggekostnader 4. Situasjonsplan og illustrasjoner 5. Vurdering av merkepliktige luftspenn og adkomstveier til anleggsvirksomhet 6. Temakart (Naturmiljø, sensitive arter (u.off), friluftsliv og fritidsboliger, INON) 7. Visualiseringer/fotomontasjer 8. Liste over berørte grunneiere og rettighetshavere 9. Trasékart 5

6 1 Generelle opplysninger 1.1 OPPBYGNING AV DOKUMENTET SFE Nett søkte i januar 2013 om konsesjon for å bygge og drive en ny 132 kv-ledning, ytre ring Nordfjord. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) som er konsesjonsmyndighet, gjennomførte vinteren 2013 en offentlig høring av planene. Som en følge av innkomne høringsuttalelser, samt etter egne vurderinger av søknaden sendte NVE i mai ut et brev til SFE Nett med krav om tilleggsopplysninger [1]. Som et ledd i arbeidet med å besvare de etterspurte tilleggsopplysningene har tiltakshaver sett på nye tekniske løsninger. Dette har resultert i at SFE Nett ønsker å fremme en tilleggssøknad på disse. En redegjørelse av tekniske, økonomiske og miljømessige forhold knyttet til de nye omsøkte løsningene følger i denne tilleggssøknaden. Som vedlegg1 til tilleggssøknaden foreligger nye konsekvensutredninger av de tilleggsutredede alternativene. Videre er det redegjort for konkrete spørsmål NVE har stilt til de opprinnelige konsekvensutredningene fra januar Som en følge av at SFE Nett har vurdert og omsøkt nye tekniske løsninger i denne tilleggssøknaden er det etter tiltakshavers vurdering funnet enkelte nye løsninger som er vesentlig bedre enn de som forelå i konsesjonssøknaden fra januar Tiltakshaver har derfor besluttet å trekke enkelte av de tidligere omsøkte traseene og stasjonsløsningene. Konkrete krav om tilleggsopplysninger knyttet til trukkede løsninger er følgelig ikke besvart i den vedlagte konsekvensutredningen. Dette dokumentet er utformet i h.h.t kravene i energiloven [4] med forskrifter og veiledere 1.2 PRESENTASJON AV TILTAKSHAVER Tiltakshaver i er SFE Nett AS. Besøksadresse: Hamregata 1, 6900 Florø Postadresse, SFE Nett AS, Bukta, 6823 Sandane Telefon , Telefax SFE Nett AS er et datterselskap som er heleid av konsernet Sogn og Fjordane Energi AS. Eiersammensetningen i konsernet er på nåværende tidspunkt: Sogn og Fjordane Fylkeskommune 48,15 % BKK 38,54 % 6

7 Flora kommune 4,51 % Gloppen kommune/gloppen Energi AS 3,36 % Bremanger kommune 2,40 % Askvoll kommune 1,44 % Selje kommune 1,39 % Eid kommune 0,14 % Naustdal kommune 0,07 % SFE Nett AS er en ledende leverandør av energinett og breibandinfrastruktur i Sogn og Fjordane. Selskapet har områdekonsesjon både i de 7 eierkommunene og i Vågsøy kommune, og har et utstrakt for delingsnett i disse kommunene. Dessuten eier og driv selskapet regionalnett og sentralnett i området. Samla utstrekning av kraftnettet er ca km. Årlig omsetning er ca. 265 MNOK, og SFE har om lag 115 tilsatte. Direktør i SFE Nett AS er Asgeir Aase. Ytterligere informasjon om SFE finnes på; Kontaktperson vedrørende prosjektet i SFE Nett er Atle Isaksen 1.3 FORARBEIDER OG INFORMASJON SFE Nett meldte ny 132 kv ytre ring Nordfjord i juli 2011 [2] med konsesjonssøknad i januar 2013 [3]. For nærmere orientering om forarbeidene til disse dokumentene henvises det til søknadsdokumentet fra januar I forbindelse med høringsperioden til den opprinnelige konsesjonssøknaden deltok SFE Nett på to bygdemøter, Et for beboere i Berle og Dalsbotnen og ett for beboere rundt Okshola. Innspill fra disse møtene har vært med i vurderingene av rundt justerte løsninger i løpet av sommeren. Når hovedtrekkene i den reviderte løsningen som er skissert i denne tilleggssøknaden forelå på sensommeren 2013 ble det avholdt et møte med NVE i Oslo hvor det ble redegjort for omfanget av disse. NVE vurderte det slik at eventuelle nye traseer kunne omsøkes uten å gå via en ny forhåndsmelding selv om enkelte nye områder ble berørt. Tidlig høsten 2013 sendte SFE Nett ut et orienteringsbrev til grunneiere som ble vurdert å ikke ha hatt befatning med planene så langt i prosessen [5]. Kopi av brevet ble sendt til NVE, Vågsøy kommune, Bremanger Kommune, fylkesmannen i Sogn og Fjordane og Sogn og Fjordane fylkeskommune. SFE Nett har i løpet av høsten også avholdt egne orienteringsmøter med begge de berørte kommunene. 1.4 VIDERE SAKSBEHANDLING I denne tilleggssøknaden er det redegjort for hvilke tidligere omsøkte alternativ som fremdeles opprettholdes, hvilke som trekkes og hvilke løsninger som nå tilleggssøkes. Grunnlaget for utredningen av alle omsøkte alternativer er NVEs utredningsprogram og kravene til tilleggsopplysninger som ble sendt SFE Nett i mai Tilleggssøknaden med tilhørende utredninger vil være gjenstand for en ny offentlig høring i regi av NVE. Etter høringsperioden (fastsatt av NVE) vil NVE vurdere om konsekvensutredningene oppfyller kravene som er fastsatt i utredningsprogrammet og kravet om tilleggsopplysniner er møtt. NVE vil deretter ta stilling til SFE Netts søknad og innvilge eller avslå den. NVE kan også avgjøre om det eventuelt skal knyttes vilkår til gjennomføringen av prosjektet. 7

8 Alle berørte parter har anledning til å påklage NVEs vedtak til Olje- og energidepartementet (OED). En avgjørelse fra OED er endelig. Hovedtrekkene i en mulig fremdriftsplan for ny 132 kv ytre ring Nordfjord. Ansvar for styring av de ulike deler av prosessen er angitt i parentes. Tabell 1-1. Hovedtrekkene i en mulig fremdriftsplan for ny 132 kv ytre ring Nordfjord. Ansvar for syring av de ulike deler av prosessen er angitt i parentes. Aktivitet Konsesjonssøknad med KU (SFE) Konsesjonsbehandling (NVE) Konsesjonsvedtak og godkjenning av KU (NVE) Klagebehandling (OED) Rettskraftig konsesjon (OED) Detaljering, anskaffelse og forberedelse utbygging (SFE) Hennøy-Svelgen Bremangerlandet- Rugsundøy Byggeperiode (SFE) Svelgen-Ålfoten Rugsundøy- Ålfoten (Bremangerlandet på drift) Rugsundøy-Deknepollen (sammenkobling Ålfoten- Deknepollen) 8

9 2 Søknader og formelle forhold 2.1 SØKNAD OM KONSESJON FOR BYGGING OG DRIFT SFE Nett søker i henhold til energiloven av , 3-1 [3] om konsesjon for bygging og drift av følgende elektriske anlegg: Tilleggsomsøkte traséalternativ Som en følge av konkrete krav om å se på nye traséalternativer har tiltakshaver utredet en rekke nye løsninger både i Vågsøy og Bremanger kommune. Basert på en helhetlig vurdering av tekniske, økonomiske og miljømessige forhold omsøkes følgelig flere nye alternativer i tillegg til de som ble omsøkt i konsesjonssøknaden fra januar Traséalternativ 4.0 Ålfoten-Rugsundøy-Deknepollen o o Underalternativ 4.1 og 4.2 ved Botn/Rugsund omsøkes uten prioritering Underalternativ 4.3 omsøkes uten prioritering som alternative landtak ved Verpeneset Traséalternativ A 1.0 A mellom koblingsanlegget på Rugsundøy og Bremangerlandet vindpark o Underalternativ omsøkes uten prioritering Traséalternativ som trekkes Sammenstilt med den reviderte systemløsningen som beskrives i denne søknaden fremstår enkelte av de omsøkte løsningene i konsesjonssøknaden fra januar 2013 som vesentlig dårligere teknisk, økonomisk og miljømessig. SFE Nett har derfor valgt å trekke følgende traséalternativ fra den forrige søknaden: Traséalternativ 1.0 mellom Bryggja og Storevatnet (øst for Almenningfjellet) Traséalternativ mellom Deknepollen og Bremangerlandet vindkraftverk. Alternativ 1.2 (sjøkabel) mellom Kulevåg og Vågsfjorden trekkes. Alternativ 1.2 og mellom Kulevåg og Deknepollen trekkes. Traséalternativene 3.1, 1.0 og mellom Bremangerlandet vindkraftverk og Hennøy vindkraftverk 9

10 Bremangerlandet A transformatorstasjon trekkes som alternativ for plassering av stasjon på Bremangerlandet Øvrige omsøkte alternativ opprettholdes. Trukkede tekniske løsninger Tidligere omsøkt transformatorstasjon Tidligere omsøkt landtak/kabelendemast Tidligere omsøkt trasé Figur 2-1. Tidligere omsøkt alternativ 1.0 mellom Bryggja og Almenningfjellet trekkes (nederst). Tidligere omsøkt alternativ og 1.2 (sjøkabel) mellom Deknepollen via Okshola og videre til Bremangerlandet trekkes. Alternativene mellom Kulevåg og Deknepollen trekkes også, 1.2 og (øverst venstre). Tidligere omsøkt alternativ 3.1, 1.0 og mellom Bremangerlandet og Hennøy trekkes (øverst høyre). Omsøkt Bremangerlandet A transformatorstasjon trekkes også, som en følge av at ny plassering tilleggssøkes (Bremangerlandet C) Oppsummering omsøkt og tilleggssøkt løsning Som det er redegjort for over er enkelte av de opprinnelige omsøkte traseene (januar 2013) er trukket mens noen er opprettholdt. Videre er det tilkommet nye løsninger gjennom denne tilleggssøknaden. I dette kapittelet er det gjort en sammenfatning av de traséløsningene som er aktuelle. Omsøkt løsning bygger på konklusjonen fra gjennomførte systemanalyser, se kapittel 3. Denne fremhever en teknisk løsning med ny 132 kv forbindelse mellom Ålfoten og Deknepollen 10

11 samt radielle tilkoblinger for vindkraftverkene som det beste alternativet (systemløsning 2.2 i kapittel 3). Figur 2-2. Oversikt over aktuelle traseer. Røde streker = omsøkt januar 2013, lilla streker = tilleggssøkt i denne søknaden, lys rosa strek = utredet men ikke omsøkt, grønn stiplet = omsøkt riving. Hennøy-Svelgen Alternativ 1.0 og 1.5 er aktuell. Som i søknad fra januar 2013 Svelgen-Ålfoten Alternativ 1.0 og 1.6 er aktuell. Det samme er en ren temperaturoppgradering av dagens ledning (132 kv) under forutsetning av at Guleslettene ikke skal mates inn mot Ålfoten. Som i søknad fra januar Ålfoten-Rugsundøy-Deknepollen Tilleggssøkt alternativ 4.0 frem til Almenningsfjellet i Vågsøy (denne søknad). Herfra benyttes tidligere utredet og omsøkt alternativ 1.0 frem til Deknepollen (januar 2013). Videre er det nå tilleggssøkt tre mindre alternativer ved Botnet (4.1), Rugsundet (4.2) og ved Angelshaug (4.3) Bremangerlandet-Rugsundøy Det et tilleggssøkt et alterntiv fra et koblingsanlegg ved Rugsundøy over til Bremangerlandet og frem til Bremangerlandet vindkraftverk ( A 1.0.A). Alternativet er ikke tidligere omsøkt, men bygger på en del tidligere utredede alternativ rundt Svorasåta. Videre er det tilleggssøkt et 11

12 mindre alternativ sør for foten av Svorasåta ( ). Dette alternativet bygger på deler av tidligere omsøkt 1.0 og tidligere utredet, men ikke omsøkt 2.0 i konsesjonssøknaden fra Plassering av Bremangerlandet transformatorstasjon er tilleggssøkte med ny plassering i dette dokumentet (alt C) Endringer i forhold til omsøkte transformatorstasjoner Endringen i teknisk løsning medfører også endringer i stasjonsløsningene fra tidligere konsesjonssøknad. Den nye løsningen innebærer at det søkes konsesjon på følgende: Utvidelse av Deknepollen transformatorstasjon o o o o o o 1 stk. 132 kv bryterfelt med doble samleskinner og med samleskinnebryter (GISanlegg). Det settes av plass for ytterligere to felt (132 kv) i reserve for å ta høyde for eventuelle fremtidige behov 132 kv innstrekkstativ 1 stk. 132/22 kv 40 MVA transformator 1 stk. 22 kv bryterfelt (innendørs helkapsla) Tilhørende kontroll-, service- og styringsanlegg inkludert byggetekniske utvidelse Alternativt omsøkes med lavere prioritet en konvensjonell luftisolert løsning med enkel samleskinne med fremtidig seksjoneringsbryter klargjort for utvidelse av samleskinne. Ny Bremangerlandet C transformatorstasjon Denne blir med den nye løsningen et produksjonsrelatert nettanlegg. Stasjonen er tidligere omsøkt på vegene av SFE Nett gjennom konsesjonssøknad for Bremangerlandet vindkraftverk. Det søkes nå om en ny plassering av stasjonen, ved Blandevatnet, med følgende komponenter: o o o o o 3 stk. 132 kv bryterfelt med enkel samleskinne (utendørs luftisolert) 132 kv innstrekkstativ 2 stk. 132/22 kv transformatorer (10 og 85 MVA) Nødvendig 22 kv bryteranlegg Tilhørende kontroll-, service- og styringsanlegg Nødvendig adkomstvei inn til stasjonen dekkes gjennom tidligere omsøkt tilkomst til Bremangerlandet vindkraftverk. Tilkopling Ålfoten transformatorstasjon Anleggskonsesjons for apparatanlegg er allerede tildelt SFE Nett [28] med totalt 4 felt. 12

13 «SFE Nett AS får konsesjon til 4 stk. 132 kv bryterfelt innenfor det omsøkte arealet for Ålfoten transformatorstasjon, samt opparbeiding/tilrettelegging av 4 stk. reservefelt SFE Nett AS får konsesjon til omlegging av eksisterende 132 kv ledning Åskora-Svelgen og Åskora-Bryggja inn til nye Ålfoten transformatorstasjon» Dersom det skal etableres en ny avgang fra Ålfoten mot Deknepollen vil det være behov for ytterligere ett 132 kv felt som etableres på arealene avsatt til reservefelt. o Ett stk. 132 kv bryterfelt Ut over de konsesjonsgitte omleggingene av eksisterende 132 kv-ledninger må også dages 66 kvledning legges om (jordkabel) fra vestsiden av Dalsetevatnet og frem til Ålfoten transformatorstasjon for å frigi trasé for ny Ålfoten-Rugsundøy-Deknepollen. Forbindelsen vil i fremtiden driftes på 22 kv og vil således bli omhandlet innenfor gjeldende områdekonsesjon. Rugsundøy koblingsstasjon Det etableres et enkelt koblingsanlegg med effektbryter og skillebryter med jordingsfunksjon mot ledningen til Bremangerlandet vindpark på Rugsundøy. Bryggja transformatorstasjon Den nye omsøkte løsningen medfører ikke behov for tiltak i Bryggja transformatorstasjon. Tidligere omsøkt løsning trekkes. Ny Hennøy transformatorstasjon Det henvises til teknisk beskrivelse i opprinnelig søknad. I forhold til tidligere omsøkt anlegg reduseres 132 kv anlegget med ett linjefelt, og det etableres kun en effektbryter. Denne benyttes for tilknytning av hovedtransformator. Tilkopling Svelgen transformatorstasjon Stasjonen med nødvendige apparatanlegg er omsøkt og konsesjonsgitt [22] 2.2 EKSPROPRIASJONSTILLATELSE OG FORHÅNDSTILTREDELSE SFE Nett tar sikte på å oppnå frivillige avtaler med grunneiere som blir direkte berørt av tiltaket. Normalt regnes man som direkte berørt dersom ledningens/kabelens klausuleringsbelte berører eiendommen, eller man blir berørt av stasjonsalternativer eller nødvendige adkomstveier. I enkelte tilfeller kan man regnes som en berørt part også ut over disse avgrensningene. For det tilfelle at frivillige avtaler ikke fører frem søkes det i medhold av oreigningslovens 2 punkt 19 [14] om tillatelse til å ekspropriasjon av nødvendig grunn og rettigheter for å bygge og drive de elektriske anleggene. Herunder rettigheter for all nødvendig terrenggående transport langs skisserte traseen innenfor et belte på 50 m til avvirking av skog og bygging av ledning/kabel, samt nødvendig helikoptertransport/landing. Det søkes eiendomsrett til Bremangerlandet og Hennøy transformatorstasjoner 1 og Rugsundøy koblingsstasjon. Det søkes bruksrett til nødvendige adkomstveier til disse stasjonene samt traseer 1 Hensiktsmessig fordeling av eierforhold mot vindkraftaktørene må avklares i detaljfasen. 13

14 for luftledning eller kabel. Vedlegg 5 viser hvilke adkomstveier det søkes bruksrett til i forbindelse med bygging av ledningen. Det vil ikke bli behov for å bygge permanente nye veier. Tiltakshaver ber om at det blir fattet vedtak om forhåndstiltredelse etter oreigningslovens 25, slik at arbeider med anlegget kan påbegynnes før skjønn er avholdt. Grunneiere som blir omfattet av dette er vist i Vedlegg 8. Her er alle eiendommer 50 meter ut til hver side av traseens senterlinje tatt med. Grunneierlisten viser også hvilke eiendommer som blir berørt av de skisserte adkomstveiene og saneringsalternativ. 2.3 BEGRUNNELSE FOR VALG AV OMSØKTE TRASEER Noen overordnede faktorer har vært styrende for valget om å omsøke en revidert nettløsning i dette prosjektet. Det ene har vært kravet fra NVE om å foreta en ny vurdering av behovet for å etablere en ringforbindelse på 132 kv ut på Bremangerlandet, ut i fra forsyningssituasjonen. Dette henger også sammen med kravet om å vurdere radielle løsninger for å tilknytte omsøkte vindkraftverk til nettet. Den siste faktoren har vært kravet om en utdypende begrunnelse for behovet bak en ny forbindelse til ytre Nordfjord (Måløyområdet) ut i fra hensynet til forsyningssikkerheten i dette området. Som det er redegjort for i kapittel 3 så vurderer SFE Nett at utfordringene knyttet til forsyningssituasjonen på Bremangerlandet kan løses med fremtidige forsterkninger på 22 kv systemspenning. Som en følge av dette vil eneste behov på Bremangerlandet utløses av at den omsøkte vindparken blir bygd ut og må tilknyttes eksisterende nett for å få ut produksjonen. Dette kan gjøres ved å bygge en radial mot dagens stasjon i Deknepollen, eller ved å bygge en radial mot Svelgen transformatorstasjon (via Hennøy). Det var i den opprinnelige konsesjonssøknaden fra januar 2013 omsøkt løsninger både fra Deknepollen og fra Hennøy ut til Bremangerlandet. I arbeidet med tilleggssøknaden ble begge disse løsningene vurdert opp mot nye alternativ, bedre tilpasset den reviderte systemløsningen. I denne tilleggssøknaden er det vurdert løsninger for Bremangerlandet frem til et koblingsanlegg ved Rugsundøy samt en ny løsning med luftledning ut til Husevågøy og sjøkabel videre til Kulevåg (og Deknepollen). Tidligere omsøkte løsninger fra Bremangerlandet vindkraftverk mot Hennøy/Deknepollen er vurdert å koste ca MNOK (ledning og sjøkabel), mens de to tilleggsutredede alternativene mot Deknepollen (via Husevågøy)/Rugsundøy er vurdert å koste henholdsvis 51 og 33 MNOK. Tiltakshaver vurderer det derfor ikke samfunnsøkonomisk rasjonalt å opprettholde de to tidligere omsøkte løsninger mellom Bremangerlandet vindkraftverk og Hennøy/Dekneepollen, se Figur

15 Figur 2-3. Omsøkte løsning for utmating av Bremangerlandet vindkraftverk med tilkobling ved Rugsundøy. Av de to nye utredede alternativene vurderes løsningen med luftledning inn til et koblingsanlegg ved Rugsundøy som gunstigs. Alternativet over Husevågøy (1.2 A) vil gi en merkostnad på 18 MNOK i forhold til løsningen mot Rugsundøy, og det er ikke vurdert å være vesentlige miljøfordeler ved å velge 1.2 A. En ny forbindelse ut til Bremangerlandet vil være et produksjonsrelatert nettanlegg. SFE Nett har derfor landet på denne konklusjonen i samråd med Vestavind kraft. 15

16 Figur 2-4. Vurdert, men ikke omsøkt alternativ 1.2.A fra Bremangerlandet over Husevågøy til Kulevåg/Deknepollen. Gjennom høringsprosessen til konsesjonssøknaden fra januar 2013 kom det frem flere synspunkt på traséføring mellom Oldeidstunnelen og Berleporten. Tiltakshaver har derfor tatt inn ett av de fremkomne forslagene til justering og har valgt å omsøke en ny løsning over Svorasåta (alt 2.1 A). Bakgrunnen for dette ønsket har vært å trekke traseen lengst mulig vekk fra de lokale tur- og jaktområdene rundt Hestdalen og Skateheia/Galsnipa/Kammen. Alternativet som går i foten av Svorasåta (alt ) bygger på traseer som ble omsøkt eller utredet i den opprinnelige konsesjonssøknaden fra januar Traseen mellom Ålfoten og Deknepollen utløses av behovet for økt forsyningssikkerheten i ytre Nordfjord. I kapittel 3 er det redegjort nærmere for dette. Løsningen ut fra Ålfoten retning vest avhenger delvis av hva som skjer mellom Svelgen og Ålfoten. I Figur 2-5 er dagens 132 kv Svelgen-Ålfoten vist som grønn stiplet ledning. Dersom denne ledningen kun skal temperaturoppgraderes bevares samme trasé, men den må legges innom Ålfoten transformatorstasjon (lgrønn strek). Utløses behovet for å bygge ny 132 kv på denne strekningen blir dagens trasé revet (grønn stiplet) mens ny 132 kv (rød strek) følger sør for ny 420 kv, Ørskog- Fardal. 16

17 Figur 2-5. Detaljer utføring Svelgen transformatorstasjon. Tilleggssøkt utføring fra Ålfoten retning Rugsund (4.0) forutsetter i utgangspunktet at dagens 66 kv (sort strek) rives fra et punkt vest for Dalsetervatnet og kables inn til transformatorstasjonen. Denne forbindelsen vil i fremtiden bli driftet på 22 kv. Tilleggssøkt alternativ 4.0 tar da deler av denne frigitte traseen forbi Dalsetervannet. SFE Nett har konsesjon for en eventuell omlegging av Åskora- Svelgen og Åskora-Bryggja inn til nye Ålfoten transformatorstasjon. Kabling av eksisterende 66 kv (fremtidig 22 kv) håndteres gjennom SFE Netts områdekonsesjon. Traseen mellom Ålfoten og Rugsund er søkt parallelført med eksisterende traseer der dette er rasjonelt. Dette for å samle inngrep eller unngå å berører områder uten inngrep i dag. Alternativ 4.0 avvikes dette prinsippet i større grad enn 4.1 og 4.2. Figur 2-6. Alternativ 4.0, 4.1 og 4.2 mellom Ålfoten og Rugsund. 17

18 Omsøkt alternativ 4.1 og 4.2 er tilnærmet lik alternativ 4.0 (teknisk og økonomisk) på samme strekning og SFE Nett har følgelig valgt å omsøke disse uten prioritering. Alternativene berører litt ulike miljøinteresser, og det henvises til vedlegg 1, KU-dokumentet for en redegjørelse av dette. Alternativ 4.1 og 4.2 forutsetter at dagens 66 kv-ledning Svelgen-Rugsund rives før ny 132 kv bygges. Det henvises til kapittel Ingen av alternativene gjennom Rugsund planlegges tilkoblet Rugsund transformatorstasjon. Kryssingen av Rugsundet (alternativ 4.0) kan løses på ulike måter. Spennet fra Rugsund til Storøy utløser ikke krav til merking av luftspenn, mens spennet over til Rugsundøy i utgangspunktet gjør dette. Det er imidlertid mulig å sett inn en forankringsmast lengre ned på Rugsundøy slik at dette unngås. Dette medfører imidlertid et ryddebelte opp lia som også kan oppfattes som visuelt ugunstig. Det henvises til omtale i fagrapport landskap og vedlagte visualiseringer. Spennet til alternativ 4.2 over Rugsundet krever merking. Over Rugsundøy har tiltakshaver vektlagt å i størst mulig grad trekke seg unna bebyggelsen og de svært viktige kulturmiljøene og kulturminnene langs sørsiden av øya. Figur 2-7. Omsøkt alternativ 4.0 og 4.2 over Rugsundøy. Kryssingen over Nordfjorden er søkt lagt slik at sjøkabeltraseen blir kortest mulig. Følgelig er området rundt Angelshaug et naturlig landtak i Vågsøy kommune. Dette er et område med en rekke arealrestriksjoner og fremtidige store planer. Tiltakshaver har derfor valgt å utrede flere mulige landtak og belyse fordeler og ulemper ved disse. SFE Nett er kjent med at det foreligger planer om en mulig fremtidig havn ved landtaket til 4.0 (Biskjelneset). Området ligger inne i gjeldende kommuneplan. Et eventuelt landtak ved Bilskjelneset forutsetter derfor at en eventuell realisering av dette området tilpasses og hensyntar landtaket og sjøkabelen. Videre foreligger det skisser til en fremtidig veiforbindelse over Nordfjorden i samme område (enten som ferge eller broløsning). Hvorvidt veiplanene er forenelig med dagens regulering (fremtidig havn) er uklart. SFE Nett forventer derfor at det gjennom høringsprosessen kan komme avklaringer i forhold til ønsket utvikling i området. Som en følge av uklarheter rundt Biskjelneset er det følgelig omsøkt et alternativt landtak ved Verpeneset (alt 4.3). 18

19 Alternativ 4.3 vil måtte berøre et område langs land avsatt til akvakultur. Det ligger i dag et oppdrettsanlegg inne i vika, men det vurderes som uproblematisk å sikre nok avstand til dette under legging av sjøkabelen. Figur 2-8. Omsøkt alternativ 4.0 og 4.3 samt utredet, men ikke omsøkt alternativ og Fra landtakene og frem til industriområdet ved Almenningfjellet vurderes konfliktnivået som moderat, slik at det kun omsøkes en løsning. Fra Almenningfjellet følges tidligere omsøkt løsning, sør for dagens to 66 kv-ledninger frem til Deknepollen. Opprettholdte traseer fra konsesjonssøknaden i januar 2013 er ikke nærmere omtalt her. 2.4 ANDRE NØDVENDIGE TILLATELSER Det henvises til omtale av dette i konsesjonssøknaden fra januar Siden konsesjonssøknaden fra januar 2013 er det trådt i kraft en forskrift til veiloven som regulerer kryssing av eksisterende veier. SFE Nett tar sikte på å fremme søknad om kryssing og bygging/graving i henhold til forskriften. 19

20 3 Begrunnelse I NVEs krav om tilleggsopplysninger ble det stilt flere krav knyttet til begrunnelsen av tiltaket. For ytterligere opplysninger knyttet til prosjektets begrunnelse henvises det til konsesjonssøknaden av januar Kravene fra NVE er gjengitt innledningsvis i hvert kapittel under. 3.1 BAKGRUNN, BEHOV OG FORMÅL MED TILTAKET NVE ber SFE Nett begrunne behovet for en 132 kv ytre ring Nordfjord med tanke på forsyningssikkerhet. Begrunnelsen skal spesielt vise behovet for 132 kv på Bremangerlandet og ses i lys av alternativ forsterkning med 22 kv systemspenning. Det skal også gjøres vurderinger av radielle løsninger for a tilknytte omsøkte vindkraftverk til nettet. Med utgangspunkt i kravet fra NVE har tiltakshaver gjennomgått systemløsningen i prosjektet på nytt. Det arbeidet har fokusert på en kvantifisering og tydeliggjøring rundt de delene av prosjektet som er knyttet opp mot økt forsyningssikkerhet for ytre Nordfjord. I den videre begrunnelsen under er dette søkt fremhvet. Videre har SFE Nett vurdert behovet for etablering av 132 kv på Bremangerlandet sett i lys av kostnadselementet dette representerte i tidligere omsøkt løsning. Nåværende forbrukstall og fremtidige vekstprognoser tilsier at SFE Nett konkluderer med at forsyningssikkerheten på Bremangerlandet kan håndteres gjennom en forsterking av 22 kv nettet. De ovennevnte vurderingene i prosjektet samt kravet om å vurdere radielle tilknytninger fra vindkraftverkene har gjort at viktige forutsetninger for den tidligere omsøkte løsningen har blitt revurdert. Følgelig har tiltakshaver utarbeidet en ny nettløsning som vurderes i større grad å imøtekomme behovene i prosjektet. Begrunnelsen for hele den tilleggssøkte nettløsningen kan deles i to utløsende årsaker. Bygging av en ny forbindelse mellom Ålfoten og Deknepollen begrunnes i behovet for økt forsyningssikkerhet i området ytre Nordfjord. Dette behovet forsterkes gjennom at deler av eksisterende ledningsnett er gammelt og modent for reinvestering. Hennøy og Bremangerlandet vindkraftverk utløser behov for å bygge nye forbindelser inn til regionalnettet. Enten frem til Rugsundøy koblingsstasjon (Bremangerlandet) eller inn til dagens Svelgen transformatorstasjon (Hennøy). Det foreligger videre en søknad for Guleslettene vindkraftverk som påvirker behovet mellom Svelgen og Ålfoten Vindkraft Som det ble redegjort for i konsesjonssøknaden fra januar 2013 er omsøkt ny fornybar produksjon en viktig begrunnelse for å bygge nytt nett. Vågsvåg, Bremangerlandet og Hennøy vindkraftverk representerer totalt 139 MW ny produksjon i området. 20

21 Det er ikke kapasitet i eksisterende nett for å håndtere planlagt ny produksjon, og Ytre ring vil gi den nødvendige nettkapasiteten for å håndtere tilknytning fra disse anleggene. Ytre ring er omtalt i gjeldende kraftsystemutredning for Sogn og Fjordane [7]. Statnetts nye sentralnettstasjon ved Ålfoten vil være felles tilslutningspunkt til sentralnettet for samtlige vindkraftverk. Planlagt effekt i omsøkte vindkraftverk tilsier valg av 132 kv som systemspenning for nye kraftledninger. Kostnad med utviding og drift av både 132/66 kv transformering og 66/22kV transformering tilsier at eksisterende 66 kv regionalnett bør reinvesteres som 132 kv-anlegg med direkte transformering 132/22 kv. Videre er Guleslettene vindkraftverk i Flora og Bremanger kommune konsesjonssøkt i Parken er planlagt for 160 MW/ 420 GWh. Denne parken vil ikke bli tilknyttet Ytre ring direkte, men kan påvirke overføringsbehovet i 132 kv-nettet mellom Svelgen og Statnetts nye sentralnettstasjon ved Ålfoten. Dersom Hennøy, men ikke Guleslettene ikke blir realisert vil en temperaturoppgradering av eksisterende 132 kv ledning mellom Svelgen og Ålfoten være tilstrekkelig. Skulle imidlertid Guleslettene bli utbygd (eller Guleslettene sammen med Hennøy) vil det være behov for ny forbindelse med større overføringskapasitet. En slik løsning er allerede omsøkt gjennom konsesjonssøknaden fra januar Eksisterende stålmastledning blir revet og erstattet med en ny tremastledning (h-mast). Utredet alternativ med dobbelkurs stålmast (utredning 2013) på denne strekningen er ikke aktuelt Forsyningssikkerhet Behovet for en 132 kv-forbindelse med tanke på forsyningssikkerhet begrunnes i at det ikke er tilstrekkelig redundans i regionalnettet til ytre Nordfjord. Den regionale forsyninga (Vågsøy og deler av Eid kommune) er sårbar for svikt i enkelte anleggsdeler 2. I tillegg vil forbruksvekst i området kunne medføre kritiske flaskehalser ved utfall av dagens hovedforsyning. Problemene er i stor grad knyttet til situasjoner med utfall på dagens hovedforsyning, hvorpå man får betydelige lastflytproblemer med reserveforsyningene inn til dette området. Dagens hovedforsyning har de siste årene vært utsatt for flere feil, se Tabell 3.1. I 2002 resulterte feil/havari på forsyningsforbindelser inn til Ytre Nordfjord i en sonevis utkobling på ca. ett døgn. Detaljene rundt sårbarheten i dagens nett berører informasjon som er unndratt offentlighet etter gjeldende forskrift om beredskap og sikkerhet. Det henvises derfor til følgende vedlagte dokument som er unndratt offentligheten: Regional kraftsystemutgreiing for Sogn og Fjordane 2012, Grunnlagsrapport Leveringssikkerhet Ytre Nordfjord/Forsyning Lefdal Gruve. SFE-notat , aug Som det fremgår av de ovennevnte dokumentene foreligger det et relativt enkelt og kortsiktig tiltak som kan bedre dagens situasjon. Ved å sette inn nye komponenter i Bryggja transformatorstasjon vil man kunne oppnå en bedret lastfordeling mellom tilgjengelige reserveforbindelser (i situasjoner med utfall av hovedforsyning). Med dette tiltaket vil kravet til forsyningssikkerhet (N-1) være oppfylt i en begrenset periode fremover. Det forventes at man vil kunne håndtere en økning i forbruk på opp til ca. 10 %. Vekstprognoser tilsier at dette taket vil være nådd 2-10 år frem i tid avhengig av om høyeste eller laveste prognose legges til grunn. 2 Se omtale av særlige sårbare anlegg (N-1) i Regional kraftsystemutgreiing for Sogn og Fjordane 2012, Grunnlagsrapport s

22 En forutsetning for denne løsningen er at den eldste av dagens 66 kv-ledninger mellom Bryggja og Deknepollen oppgraderes. Denne forbindelsen har nådd teknisk levealder og må fornyes. Dette fører igjen til behov for å oppruste stasjonsanlegget i Deknepollen. Det foreligger planer om etablering av et nytt datalagringssenter i Lefdal Gruver, sør for Bryggja transformatorstasjon, med et betydelig behov for uttak. En eventuell realisering av datalagringssenteret kan følgelig medføre en rask og betydelig økning i forbruket i området. Dette vil komme i tillegg til de tidligere nevnte prognosene på forbruksvekst. Med bakgrunn i det skisserte bildet av dagens forsyningssituasjon og fremtidig vekst i området vurderer ikke tiltakshaver den skisserte løsningen i Bryggja transformatorstasjon som en robust og langsiktig løsning. En medvirkende årsak til denne konklusjonen er at en av dagens reserveforsyninger (Svelgen via Rugsund) inn til ytre Nordfjord også nærmer seg teknisk levealder og vil med denne løsningen også være moden for reinvestering om år. En ny forbindelse på 132 kv, fra Ålfoten til enten Bryggja eller Deknepollen vurderes å være en bedre og mer framtidsrettet løsning. I de vurderte løsningene under, kapittel 3.2, er det vurdert flere ulike systemløsninger med utgangspunkt i dette. Tiltakshaver vurderer Deknepollen som beste tilknytningspunkt ut i fra gjennomførte samfunnsøkonomiske vurderinger. En ny 132 kv-forbindelse til Deknepollen vil avløse funksjonen til den eldste av dagens ledninger mellom Bryggja og Deknepollen (L1) slik at denne kan rives. Det vil da heller ikke være behov for de kortsiktige tiltakene i Bryggja transformatorstasjon. Omsøkt løsning vil også avlaste funksjonen til dagens forbindelse mellom Svelgen og Bryggja. I sum vil man derfor kunne rive en betydelig del av dagens nett, samtidig som man oppnår en vesentlig bedret forsyningssikkerhet i ytre Nordfjord. En ny 132 kv-forbindelse til Deknepollen vil ikke gi en tosidig forbindelse på dette spenningsnivået inn til Bryggja transformatorstasjon. Denne løsningen vil likevel kunne avlaste nettet nok til at datalagringssenteret i Lefdal gruver kan etableres med en hensiktsmessig forsyning. I et scenario med økt uttak ved datalagringssenteret kan en reinvestering i den gjenstående ledningen mellom Bryggja og Deknepollen (L2) være en mulig løsning. Tabell 3-1. Feilstatistikken for anlegg som inngår i dagens nett som omsøkes oppgradert/utvida viser vesentlige skader: Utdrag av driftshistorikk for 132kV Åskåra - Bryggja Tidspunkt 1992 «Nyttårsorkanen» Feilårsak Feilbeskrivelse Gjennopprettingstid Reparasjonstid 14 mastepunkt totalhavarert Konsekvens for sluttbruk (avbrotstid / ILE/KILE) 2002 (10.03) Havari langspenn over Fagredalen Samtidig fasebrudd 66kV Åheim-Åmela. Havari langspenn over Fagredalen Samtidig fasebrudd 66kV Åheim-Åmela Reparasjonstid for 132kV ledning 1 uke. Reparasjonstid for 66kV ledning, ca, 1 døgn. Sonevis utkobling av forbruk i ca 1 døgn ILE 135 MWh KILE 3,8 Mkr 22

23 2007 Lyn Lynskadar 2008 (25.01) Stormen «Sondre» Mastehavari. Utetid for ledning 25 dager Forsyning gjenoppretta etter 8 min KILE 0,15 Mkr 2010 Veke Dårlige oljeprøver Transformatoren på Bryggja til Drammen 17 uker Planlagt utkobling uten avbrudd 2011 Slitasje Skade på fjordspenn Nordfjorden 2011 (25.12) Stormen «Dagmar» Mastehavari Planlagt utkobling uten avbrudd Vindkraftens betydning for dagens nett må også sees inn i dette bildet. Uten de omsøkte tiltakene vil tilknytning fra ny vindkraft medføre store utfordringer med spenning i nettet både for uttakskunder i Deknepollen og i Svelgen. Det vil innebære betydelig økning i nettapet i overføringsnettet etter som maksimal termisk overføringsevne på ledningene til dagens stasjoner tidvis vil nåes med ny vindkraftproduksjon. Utbyggingen av vindkraft vil i en slik situasjon av hensyn til nettstabiliteten knytta til spenning måtte begrenses. En tilkopling av vindkraft i uten at det blir gjort tiltak i nettet for øvrig (0-alternativet) vil derfor i realiteten innebære en redusert nettkvalitet for kunder i de nevnte uttakspunktene. 23

24 3.2 REVIDERT SYSTEMLØSNING Med utgangspunkt i behovene utløst av nettilknytning av ny fornybar produksjon, økt forsyningssikkerhet og forestående reinvestering i gammelt regionalnett, som det er redegjort for i kapittel 3.1 har SFE Nett vurdert ulike systemløsninger. 0-alternativet innebærer en radial tilknytning av ny vindkraft til Svelgen (Hennøy) og Deknepollen (Vågsvåg og Bremangerlandet). Ettersom teknisk levealder snart er nådd for den eldste av dagens 66 kv-ledninger mellom Bryggja og Deknepollen, og en reinvestering her uansett må påberegnes om kort tid, regnes oppgradering av L1-ledningen også med i 0-alternativet. Som det er redegjort for i kapittel vil ikke 0-alternativet bidra til en bedret forsyningssikkerhet for ytre Nordfjord, et område som i dag allerede vurderes som sårbar for feil. En tilknytning av vindkraft inn på nettet uten videre tiltak vil videre medføre store driftsmessige utfordringer, en betydelig økning i nettap og i realiteten en redusert nettkvalitet for kundene. Tiltakshaver vurderer følgelig ikke 0-alternativet som en akseptabel løsning ut i fra behovene som er skissert. Økt forsyningssikkerhet for ytre Nordfjord kan løses ved å styrke redundansen enten ved Bryggja eller Deknepollen transformatorstasjon. Med utgangspunkt i dette har SFE Nett vurdert flere systemløsninger. Disse er redegjort for i påfølgende kapittel Vurderte nettløsninger Tiltakshaver har vurdert følgende 6 nettløsninger: Systemløsning 1.0 Dublere 132 kv Ålfoten - Bryggja. Ny ledning i ny trasé. Dublere 132/66 kv transformering i Bryggja. Ny 66 kv til Deknepollen. Eldste ledning fornyes mens L1 beholdes Vindkraft fra Bremangerlandet via Husevågøy og sjøkabel til Deknepollen Vindkraft fra Hennøy i ny ledning til Svelgen Denne systemløsningen innebærer radiell tilknytning fra Bremangerlandet og Hennøy vindkraftverk. Redundans opprettes ved Bryggja transformatorstasjon ved å dublere 132 kv dit med nødvendige tiltak i transformatorstasjonen. Den eldste ledningen mellom Bryggja og Deknepollen som har nådd teknisk levealder fornyes med 66 kv driftsspenning. 24

25 Figur 3-1. Systemløsning 1.0. Blå strek = ny ledning, radial. Rød/oransje strek = ny ledning regionalnett (132/66 kv). Sort strek = eksisterende ledning. Systemløsning 1.1 Som systemløsning 1.0, men i stedet for å reinvestere L1 (66 kv) mellom Bryggja og Deknepollen på samme spenningsnivå bygges ny ledning på 132 kv driftsspenning. Figur 3-2. Systemløsning 1.1. Vurdert systemløsning 1.0. Blå strek = ny ledning, radial. Rød strek = ny ledning regionalnett. Sort strek = eksisterende ledning. 25

26 Systemløsning 2.0: 132 kv ring Ålfoten - Rugsund - Deknepollen - Bryggja. Vindkraft fra Bremangerlandet til ny Rugsundøy koblingsstasjon Vindkraft fra Hennøy i ny ledning til Svelgen Løsningen innebærer radiell tilknytning fra Bremangerlandet og Hennøy vindkraftverk. Redundans opprettes ved Deknepollen transformatorstasjon ved å dublere 132 kv dit med nødvendige tiltak i transformatorstasjonen. Den eldste ledningen mellom Bryggja og Deknepollen som har nådd teknisk levealder fornyes må 132 kv driftsspenning slik at man får en fullverdig ringforbindelse på 132 kv. Figur 3-3. Systemløsning 2.0. Blå strek = ny ledning, radial. Rød strek = ny ledning regionalnett. Sort strek = eksisterende ledning. Systemløsning 2.1: Som 2.0, men Bremangerlandet vindkraftverk tilknyttes Deknepollen transformatorstasjon via Husevågøy. Det etableres ikke koblingsstasjon på Rugsundøy. 26

27 Figur 3-4. Systemløsning 2.1. Blå strek = ny ledning, radial. Rød strek = ny ledning regionalnett. Sort strek = eksisterende ledning. Systemløsning 2.2: Som 2.0, men det etableres ikke en ny forbindelse mellom Bryggja og Deknepollen. Dagens L2 (66 kv) driftes ut teknisk levetid (ca. 20 år). Når denne er moden for fornying vil SFE nett gjøre en vurdering av hvilket spenningsnivå denne skal erstattes med. 27

28 Figur 3-5. Systemløsning 2.2. Blå strek = ny ledning, radial. Rød strek = ny ledning regionalnett. Sort strek = eksisterende ledning. Systemløsning 2.3: Som 2.1, men det etableres ikke en ny forbindelse mellom Bryggja og Deknepollen. Dagens L2 (66 kv) driftes ut teknisk levetid (ca. 20 år). Når denne er moden for fornying vil SFE nett gjøre en vurdering av hvilket spenningsnivå denne skal erstattes med. Bremangerlandet vindkraftverk tilknyttes Deknepollen transformatorstasjon via Husevågøy. Det etableres ingen koblingsstasjon på Rugsundøy. 28

29 Figur 3-6. Systemløsning 2.3. Blå strek = ny ledning, radial. Rød strek = ny ledning regionalnett. Sort strek = eksisterende ledning. Felles for alle løsningene er at dagens L1 (66 kv) mellom Bryggja og Deknepollen rives. Videre forutsetter alle løsningene at eksisterende 66 kv Rugsund-Svelgen kan rives. Rugsund transformatorstasjon og dagens 66 kv-ledning Bryggja-Rugsund opprettholdes. Nettløsning mellom Svelgen og Ålfoten er også felles for samtlige løsninger. Som nevnt tidligere i dokumentet så er en realisering av en ny 132 kv-ledning på denne strekningen begrunnet i at Guleslettene vindkraftverk blir bygd, eventuelt i kombinasjon med Hennøy. Hovedbegrunnelsen for denne ledningen er følgelig knyttet opp mot Guleslettene vindkraftverk. Tiltakshaver har redegjort for kostnadene for denne strekningen, men ettersom den ikke er en direkte følge av behovet i dette prosjektet har tiltakshaver valgt å ikke inkludere kostnadene i de videre samfunnsøkonomiske beregningene. 29

30 3.2.2 Vurderte stasjonsløsninger Stasjonsløsning 1: Deknepollen stasjon planlegges med SF 6 isolert 132 kv innendørs koblingsanlegg. 22 kv anlegget vil være av helkapsla innendørs løsning. Stasjonsbygg har plass til to krafttransformatorer. En på 40 MVA og dagens på 30 MVA samt stasjonstilknytning beregnet for innendørs installasjon. Det vil være behov for 132 kv spole i stasjonen. Det etableres kontrollrom og eksisterende hjelpeanlegg fornyes. Stasjonen fjernstyres fra SFE sin egen driftssentral på Sandane. Stasjonen er ikke bygget for permanent opphold for personale. Bryggja stasjon planlegges fortsatt luftisolert 132 kv utendørs koblingsanlegg. Dagens 66 kv anlegg er luftisolert innendørs anlegg. 22 kv anlegget er av helkapsla innendørs løsning. Dagens bygg har plass til to krafttransformatorer. En ny på 50 MVA og dagens på 50 MVA samt stasjonstilknytning beregnet for innendørs installasjon. Det vil være behov for 132 kv spole i stasjonen. Det etableres kontrollrom og eksisterende hjelpeanlegg fornyes. Stasjonen fjernstyres fra SFE sin egen driftssentral på Sandane. Stasjonen er ikke bygget for permanent opphold for personale. Stasjonsløsning 2: Deknepollen stasjon planlegges med luftisolert utendørs 132 kv koblingsanlegg. Dagens bygg vil være uendra. Øvrige anlegg som for alternativ 1. Bryggja som for alternativ Fremtidig utvikling av nettløsning på Bremangerlandet Valg av fremtidig forsyning av Bremangerlandet avhenger av flere faktorer. Valg av løsning vil også avhenge av konsesjonsprosessen for omsøkte vindkraftanlegg og nettløsninger. Felles for alle utviklingsmulighetene er etableringen av en ny 22 kv-forbindelse fra fastlandet og ut til området Smørhamn/Kalvåg. Denne forbindelsen er en forutsetning for å kunne sanere dagens 66 kv-ledning mellom Svelgen og Rugsund. Uten en ny sterk forsyning til Bremangerlandet må transformeringspunktet i Rugsund opprettholdes med redundans på 66 kv. Dersom Bremangerlandet vindkraftverk blir realisert vil omsøkt transformatorstasjon med uttak på 22 kv på Bremangerlandet sammen med den skisserte forbindelsen til Smørhamn/Kalvåg sikre en fremtidig robust forsyning. SFE Nett ser da for seg at dette igjen kan utløse sanering av dagens 66 kv Bryggja-Rugsund samt Rugsund transformatorstasjon. Rugsund vil da kunne bli forsynt på 22 kv fra Ålfoten, Bremangerlandet eller andre nærliggende transformatorstasjoner. Dersom Bremangerlandet vindkraftverk ikke blir realisert vil Rugsund transformatorstasjon og Bryggja-Rugsund måtte bestå som en del av forsyningen videre ut til Bremangerlandet. Estimert restlevetid for disse anleggene er år. Når disse er moden for reinvestering vil man da måtte gjøre en vurdering av beskaffenheten til Rugsund som transformeringspunkt. Per i dag tilsier endringene i nettsituasjonen at Rugsund kanskje ikke bør reinvesteres med dagens plassering. Et nytt transformeringspunkt nærmere lasttyngdepunktene på Bremangerlandet kan være en 30

31 mulighet. Alternativt kan man se for seg ytterligere tiltak i 22 kv-nettet (Deknepollen-Husevågøy- Oldeide). Utfallet av hva som skjer med Rugsund transformatorstasjon vil følgelig avhenge av utfallet av Bremangerlandet vindkraftverk og fremtidig forbruksvekst på Bremangerlandet. I og med at anlegget har års restlevetid vurderer tiltakshaver det som hensiktsmessig å avvente en beslutning rundt dette. 31

32 3.3 TEKNISKE/ØKONOMISKE VURDERINGER NVE ber SFE Nett om å legge frem de teknisk-økonomiske vurderingene som grunnlag for vurdering av søknaden. Det vises til NVEs "Veileder for utforming av søknad om anleggskonsesjon", kapittel I vurderingene skal det fremkomme kostnadsoverslag for både omsøkte og vurderte alternativer. Byggekostnadene for nye kraftledninger og transformatorstasjoner er basert på nylig gjennomført prosjekt med ledninger og transformatorstasjoner. Byggekostnadene for de ulike traséalternativene, og på basis av kartstudier/befaring, foretatt kostnadsjusteringer for prosjektavhengige kostnadsparametere som transportforhold, klimatiske påkjenninger og bonitetsforhold. Konsulentens og byggherrens kostnader forbundet med planlegging og gjennomføring av prosjektet er også inkludert. Byggekostnadene er referert prisnivå 1.kvartal I forbindelse med tilleggsutredningen er det foretatt en oppdatering av byggekostnadene slik de ble beskrevet i konsesjonssøknaden fra januar Basert på erfaringstall fra april 2013 ble enhetskostnaden på luftledning oppjustert, slik at byggekostnadene på tidligere omsøkte traseer ble endret. Alle referanser til byggekostnader, både tidligere omsøkte og tilleggssøkte, i dette dokumentet forholder seg til oppdaterte kostnader. De økonomiske beregningene under tar utgangspunkt i utbyggingsscenarioene beskrevet i kapittel 3.2 for trasé og stasjoner. For detaljert oversikt over enhetskostnader for de vurderte alternativene henvises det til vedlegg 3, byggekostnader. Tabell 3-2. Fremstilling av byggekostnader for ledning, kabel og stasjon for de ulike systemløsningene skissert i kap Beskrivelse Alt 1.0 Alt.1.1 Alt 2.0 Alt 2.1 Alt 2.2 Alt 2.3 Vindkraft ledning og stasjon Hennøy-Svelgen )* 50,5 50,5 50,5 50,5 50,5 50,5 Vindkraft lednings tilknytning og stasjon Bremangerlandet )* 90,6 90,6 68,9 90,6 68,9 90,6 Kraftledninger, sjøkabel og fjordspenn 114,6 118,4 157,8 157,8 111,1 111,1 Stasjonskostnader elektriske anlegg 43,9 40,8 40,1 37,9 35,2 35,5 Transformatoerer og spoler 17,4 11,3 11,3 11,3 11,3 11,3 Omlegging av ledninger og kabling stasjon 2,6 2,7 2,0 2,3 1,4 1,9 Stasjonskostnader bygg 5,8 5,8 6,8 6,8 7,3 7,3 Opparbeiding av koblingsanlegg 2,1 2,6 1,4 1,4 1,5 1,5 Vei og grunn til anlegget 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 Sum SFE nett 187,0 182,2 220,1 218,2 168,5 169,2 Planlegging og konsesjonssøknad 13,1 12,8 15,4 15,3 11,8 11,8 Uforutsett kostnad 15,0 14,6 15,4 17,5 13,5 13,5 Totalsum SFE nett 215,0 209,5 250,9 251,0 193,7 194,6 )* Anleggsbidragsberettiget. Alle byggekostnadene er oppgitt eksklusive renter i byggetiden. Alle anleggsløsninger forutsettes etablert uten behov for riving av eksisterende anlegg med unntak av alternativ 1.0 og 1.1 hvor deler av 132 kv ledning fra Rugsund til Bryggja forutsettes å gå i dagens 66 kv trase. Det er ikke tatt med rivekostnad for dette i oppstillingen ovenfor, men det antas å være ca kroner/km på spenningsnivå 66 kv og kr/km for strekningen Svelgen-Ålfoten (132 kv). De totale saneringskostnadene i prosjektet vurderes å være ca. 12 MNOK. Investeringskostnader knyttet til ny 132 kv på strekningen Svelgen-Ålfoten er heller ikke medregnet i tabellen over. Tiltak på denne strekningen utløses av at både Guleslettene vindkraftverk 32

33 realiseres (eventuelt i kombinasjon med Hennøy), og begrunnelsen ligger derfor delvis utenfor dette prosjektet. I forhold til behovene i dette prosjektet vil kun en temperaturoppgradering av eksisterende ledning være tilstrekkelig. Byggekostnadene for en ny 132 kv-ledning (FeAl 329) på denne strekningen er vurdert å være 81,1 MNOK etter oppdaterte vurderinger. I oversikten framgår nettanlegg som er berettiget anleggsbidrag. Dette er rene innmatingsledninger for vindkraft. Et minimalt behov for 22 kv tilknytning for netteier kan medføre noe godtgjørelse for kraftproduksjonsutbygger. Som det er redegjort for i kapittel 3.2 forutsetter omsøkt løsning enkelte tiltak i 22 kv-nettet. Disse vil bli omhandlet gjennom SFE Netts områdekonsesjon. Antatt kostnad til dette er tatt inn i beregningene av byggekostnader i denne konsesjonssøknaden. En ny 22 kv-forbindelse fra fastlandet i Bremanger ut til Smørhamn vil medføre en sjøkabel på 7-10 km samt 4-8 km luftledning, avhengig av hvor på fastlandet man etablerer forbindelsen fra. Et grovt estimat tilsier at dette gir en byggekostnad på ca. 11 mill. kroner. Utføringen av en ny 132 kv-ledning fra Ålfoten forutsetter at dagens 66 kv kables fra vestsiden av Dalsetevatnet og ca. 2 km. inn til transformatorstasjonen for å frigi trasé. Eksisterende 66 kv skal i fremtiden driftes på 22 kv. Dette tiltaket er estimert å koste ca. 3 MNOK, og er inkludert i byggekostnadene til prosjektet. Alternativ 4.1 er ca. 200 meter kortere enn 4.0 på samme strekning. Forskjellen vurderes ikke å gi nevneverdig utslag på kostnadsbildet de to imellom. Alternativ 4.2 er ca. 150 meter kortere enn 4.0 på samme strekning. Forskjellen vurderes ikke å gi nevneverdig utslag på kostnadsbildet de to imellom. Alternativ 4.3 gir en ca. 700 meter kortere sjøkabel og noen hundre meter luftledning. Sjøkabletraseen vil imidlertid måtte gå dypere enn alternativ 4.0 slik at behovet for armering forventes å være større. Dette vil fordyre alternativ 4.3, slik at de to løsningene vurderes lik økonomisk. Endelig kvalitetssikring av kostnader knyttet til sjøkablealternativene forutsetter at det gjennomføres en sjøbunnundersøkelse. Begge landtakene vurderes som teknisk gunstig, med enkelt adkomst Fremtidig forbruksvekst Det anslåtte forbruket i SFE sitt forsyningsområde for stadium 2009 er antatt å vokse med 0,7 % pr. år for effekt fram til år Tapskostnader Samfunnsøkonomiske kostnader for tap er beregnet av SEfAS i "Planleggingsbok for kraftnett", ref. [3]. Korttidsgrensekostnad (KGK) brukes som prinsipp for å bestemme de samfunnsøkonomiske produksjonskostnadene for energi og effekt. For beregning av tapskostnader er det tatt utgangspunkt i ekvivalente årskostnader for tap som angitt nedenfor. k pekv k p k wekv T t k pekv ekvivalent årskostnad av tap, referert tapenes årsmaksimum [kr/kw, år] 33

34 k p kostnad av maksimal effekttap [kr/kw, år] k wekv ekvivalent årskostnad for energitap [kr/kwh] T t brukstid for maksimaltap [h/år] Med utgangspunkt i prisnivå 2013 og en tapsbrukstid for energitap på 2400 timer/år, er ekvivalent årskostnad for tap for 66/132 kv luftledningsnett referert stadium 2013 beregnet til: k pekv = 529 kr/kw + 0,40 kr/kwh * 2400 timer = 1489 kr/kw Nettariff Nettselskapets inntektsramme vil endres som følge av etablering av ny sentralnettstilknytning i Ålfoten og forsterkning av regionalnettet. Det vil være angitt beløp i tilknytning til kolonne "Investering Nettselskap" i Tabell 3.2 som danner hovedgrunnlaget for endring i konsesjonærens inntektsramme. Radialene til Bremanger Vindkraftverk og Hennøy Vindkraftverk vil slik vi ser det være produksjonsrelaterte nettanlegg eller rene produksjonsradialer. De samlede kostnadene ved disse nettanleggene må derfor i hovedsak dekkes av Vindkraftprodusenten, enten via anleggsbidrag (ved produksjonsradial) eller som produksjonsrelatert tariff dersom anleggene blir produksjonsrelatert nett. Etablering av disse anleggene vil ikke ha påvirkning på nett-tariffer til forbrukskundene i SFE Nett AS sitt nett. I tillegg til anleggsbidrag eller produksjonsrelatert tariff må vindkraftverkene betale ordinær netttariff med fastledd og marginaltapsledd referert innmatingspunkt til ordinært nettanlegg. Øvrige anlegg, mellom Ålfoten og Deknepollen samt Svelgen Ålfoten, vil tariffmessig være ordinære nettanlegg. Inntektsrammen for disse anleggene vil belastes alle uttakskunder i SFE Nett sitt nettområde. Endring i inntektsramme vil bestå av endring i kapitalavkastning, avskriving, årlig driftskostnad og nett-tap. Foreløpig grov beregning av virkning på inntektsramme viser at denne vil endre seg med mellom 20 og 27 mill/år som følge av tiltaket mellom Ålfoten og Deknepollen, avhengig av hvilket alternativ som blir valgt. Dette tilsier en økning i nett-tariff på 3,1-4,2 øre/kwh før avgifter, eller en økning av de samlede nett-tariffer på ca 9-12% i forhold til 2014-nivå. Inklusive avgifter tilsier det en økning i årlig nettleie for en ordinær forbrukskunde med forbruk kWh på 6-8%, eller kr 775,- kr 1.050,- pr år. Nett-tiltak mellom Svelgen og Ålfoten er beregnet til å ha en virkning på inntektsramme på i underkant av 9 mill/år. Dersom bygging av disse anleggene blir aktuelt gir det en ytterligere økning i tariffene i SFE sitt område på ca 4% i forhold til 2014-nivå. Inklusive avgifter tilsier det en økning i årlig nettleie for en ordinær forbrukskunde med forbruk kWh på 2,7%, eller kr 346,- pr år. 3.4 SAMFUNNSØKONOMISK VURDERING Det er foretatt tekniske og samfunnsøkonomiske beregninger av forskjellige alternative løsninger for etablering av Nordfjord ytre ring. Det er benytta en analyseperiode på 25 år. Ved beregning av totale diskonterte kostnader, er det tatt hensyn til restverdier i slutten av analyseperioden. 34

35 Det er benyttet en kalkulasjonsrente på 4,5 %. Det er beregnet at årlig vedlikehold vil være 1 % av investeringen for hvert år for nye anlegg. Det er gjort beregninger på nettapet på de ulike ledningsalternativ avhengig av årstidsvariasjonen i nettbelastning. Det legges til grunn nettapsdifferanser mellom alternativene i beregningen. Alternativ 2.1 kommer gunstigst ut når det gjelder nettap. De absolutte nettap med ny løsning reduseres med over 40% i forhold til dagens nettløsning. Vel så viktig er at spenningskvaliteten for nettkunder i ytre Nordfjord bedres og vil være stabil over året. Tekniske vurderinger som er gjort på bakgrunn av alternativene, viser at ledningsalternativ 2.2 er det beste og det rimeligste alternativ. Alternativ 2.2 legges derfor til grunn for teknisk løsning som er omsøkt i denne tilleggssøknaden. Det er sett på innvirkning på samfunnsøkonomisk beregning ved å fornye nyeste 66 kv ledning mellom Bryggja og Deknepollen til 132 kv ledning om 20 år når levetiden for eksisterende ledning er ut. Det viser seg at vurdering om å velge alternativ 2.2 ikke påvirkes av en slik framtidig endring i nettstruktur. Avbruddskostnader vurderes å være tilnærma lik for de omsøkte alternativene. Det er lagt som en forutsetning for å etablere en ringforbindelse at det skal være full redundans for nettkunder med alle vurderte alternativ. For innmating forutsettes kun radiell tilkobling. Dagens nettløsning har ikke full redundans, noe som har medført store avbruddskostnader i situasjoner med store klimapåkjenninger eller uforutsette tekniske feil. Alternativ 1 for stasjonene forutsetter en innendørsløsning for deler av 132 kv koblingsanlegget der det ikke er plass på eksisterende tomt med unntak av Bryggja stasjon som er bygget som utendørs luftisolert 132 kv anlegg. Alternativ 2 for stasjonene forutsetter en utendørsløsning for alle 132 kv koblingsanlegg. Dette vil kreve erverving av nytt tilleggsareal i Deknepollen for alternativ

36 De økonomiske resultatene oppsummeres i etterfølgende tabell 3.2 for de ulike alternativ: Tabell 3-3. Sammenstilling av samfunnsøkonomiske beregninger for vurderte systemløsninger, se kap SAMMENSTILLING AV ALTERNATIVENE Kraftledningsalternativer Investering Sum Investering Disk. kostn. (Vurdert med utgangspunkt i Vindkraft innmating) Nettselskap nett og produksjons invest.og drift radialer med produksjon Alternativ (mill. kr) (mill. kr) (mill.kr) Alt ,0 320,8 309,6 Alt ,5 315,3 293,6 Alt ,9 331,8 306,5 Alt ,0 356,8 328,6 Alt ,7 274,6 254,6 Alt ,6 300,4 278,1 Det vil naturligvis være en viss usikkerhet knyttet til forutsetningene gjort i forkant av analysene. Forhold som fremkommer som resultat av konsesjonsprosessen vil kunne gjøre at innbyrdes forhold mellom alternativene endres noe, men vil ikke kunne endre hovedkonklusjonen. Hvis det ikke bygges ut vindkraft som konsesjonssøkt vil innmatingen i nettet endres, men det vil ikke ha betydning for begrunnelse for valgt løsning. Ombygging i Deknepollen må gjøres mens det er spenning på anleggene, noe som medfører noe kostnadsusikkerhet. 36

37 3.5 SIKKERHET OG BEREDSKAP Beredskapsforskriften Som en del av gjennomføringen av tiltaket vil det bli utarbeidet en ROS analyse hvor alle deler av anlegget med fokus på ytre påvirkning og valg av bygningstekniske løsninger gjennomgås. Til grunn for de valg som gjøres under prosjekteringen vil det bli benytta klasse 2 i Beredskapsforskriften og brannklasse 2 ved dimensjonering av bygningskonstruksjoner. I den samme analysen vurderes behov for adgangskontroll og brannvarsling for bygninger Vurdering av skredfare SFE Nett skal gjøre en systematisk vurdering av skredfaren langs omsøkte traseer, og en konkret vurdering av reell skredfare med skadepotensiale for alle områder der ledningen krysser fareområder. Vurderingene skal to utgangspunkt i faresonekart på Følgende områder skal vurderes særskilt: Strekninga mellom Bryggja og Deknepollen, og spesielt nordsiden av Inste og Ytste Raudeggvatnet. Kabelendemasten på Oldeide, med fokus på flomskred-/sørpeskredfare knyttet til elveløpet. Strekning vest for Hælkinna (1.0) Kabelendemaster i fareområder. Strekning langs nordsiden av Sørdalsvatnet (1.0) Strekning nord/nordvest for Nibba (1.6) I og med at tilleggssøknaden legger opp til en revidert teknisk løsning faller de 4 første områdene bort (tidligere omsøkte traseer er trukket). Tiltakshaver har gjort en systematisk vurdering av skredfaren basert på (tidligere skrednett). Det henvises til eget notat; «Ny 132 kv ytre ring Y, Nordfjord. Vurdering av skredfare». Vurderingen konkluderer med at ingen av de omsøkte løsningene utløser behov for justering på grunn av kartlagt skredfare i området. To områder trekkes frem som mulig utsatt hvor det anbefales å gjøre grundige vurderinger av masteplassering under detaljeringsarbeidet. Dette er alternativ 1.0 (Svelgen-Ålfoten) rett under Storeskredene og alternativ 4.2 (Rugsundøy) sør for Gloføykvatnet. 37

38 4 Beskrivelse av tiltaket Tiltaket berører Vågsøy og Bremanger kommuner i Sogn og Fjordane fylke. 4.1 NY 132 KV LEDNING Ledningene vil i hovedsak bestå av tremaster med tre faseliner. Mastene vil bygges for 132 kv driftsspenning. Normalt vil mastene være meter høye med spennlengder på meter avhengig av terrenget. Se Tabell 4-1 for teknisk spesifikasjoner. Ledningen som planlegges omsøkt vil bestå av kreosotimpregnerte trestolper med traverser i galvanisert stål. Størrelsesforholdet mellom typiske mastetyper på de ulike spenningsnivåene som eksisterer i forsyningsområdet, fremgår av Figur kV tremast 66 kv tremast 22 kv tremast Figur 4-1. Masteskisse som viser hovedprinsippet for ulike masteløsninger. Omsøkt mast vises til venstre i figuren. Innenfor samme spenningsnivå vil den geometriske utformingen av mastene kunne variere noe. Master i lange spenn og/eller store vinkler kan bli utført som stålmaster og/eller med kryssavstivninger. På strekningen mellom Svelgen og Ålfoten transformatorstasjoner vil det være aktuelt å erstatte dagens 132 kv med en ny masterekke (132 kv) dersom Guleslettene vindkraftverk blir bygd. Mastene i dag er av typen gaffelmaster i fagverk av stål. Ny mastetype for denne strekningen vil være en H-mast lik den som er vist i Figur 4-2 men med kryssavstivere på grunn av at denne strekningen planlegges med større linetverrsnitt. Se for øvrig Tabell 4-1 for teknisk spesifikasjoner. 38

39 Figur 4-2. Til høyre; eksisterende 132 kv-mast på strekningen Svelgen-Ålfoten. Til venstre; eksempel på H-mast med trestolper. Slike master vil erstatte dagens stålmaster mellom Svelgen og Ålfoten dersom Guleslettene vindpark utløser dette. Mastene vil måtte ha kryssavstiving mellom stoplebeina. Ved kryssing av Langesjøvatnet må øke faseavstanden for lettere å kunne spenne over vannet. Her vil det være aktuelt benytte en type tilsvarende Statnetts standard portalmast. På Bremangerlandet vil det bli vurdert å bruke H-master i kompositt på grunn av at dette er et lynutsatt område. Mastetypen vil være H-mast tilsvarende Figur 4-2, men med kryssavstiving, særlig på vinkelmaster og forankringsmaster. Rent visuelt vil det være marginal forskjell på H- master utført med trestolper og kompositt. SFE Nett vil ta endelig stilling til dette under arbeidet med detaljporisjekteringen. Figur 4-3. Masteskisse som viser H-mast i kompositt. 132 kv, Skagerak Energi. Foto: Norconsult 39

40 Tabell 4-1. Tekniske spesifikasjoner for planlagt luftledning. Bryggja-Deknepollen-Bremangerlandet- Hennøy-Svelgen Spenningsnivå 132 kv Linetype FeAl 240 (FeAl 329 på strekningen Svelgen-Ålfoten) Innføringsvern, dvs. toppliner i innføringsvernsonen 2xFe 70 Mastetyper Faseavstander Normale mastehøyder Isolatorer/lengde Normale spennlengder Byggeforbudsbelte Ryddebelte Avstand ved paralellføring Trestolper m/ståltraverser. Komposittstolper vurderes på utvalgte strekninger på Bremangerlandet Normalt 4,5 m Normalt m Glassisolatorer/kompositt ca. 2,0 m m Ca m Normalt det samme som byggeforbudsbeltet Normalt m c/c. (Ved paralellføring med 22 og 66 kv) Traselengde Ca. 63 km inklusive sjøkabel 4.2 SJØ- OG JORDKABEL Det tilleggssøkes en sjøkabel over Nordfjorden (Rugsundøy-Angelshaug). Kryssingen over har en lengde på ca. 2,6-3,3 km avhengig av hvilket av de omsøkte alternativene som velges. Det planlegges en TKRE 3x1x1200 mm 2 CU 170 kv sjøkabel. Det legges en kable per fase, totalt tre kabler ved spenninger over 22 kv. 40

41 På land og i strandsonen vil kablene graves ned. Kabelgrøfta vil normalt ha en dybde på ca. 1 meter og en total bredde på ca. 1 meter. I sjø legges kablene med en større innbyrdes bredde, ca. 50 meter. I sjøen vil man fortrinnsvis søke å beskytte kablene ved hjelp av nedspyling. Dersom det ikke er mulig kan det være aktuelt å fylle over med sandsekker eller betongmatter. For å sikre kablene mot skader vil det være et ankringsforbud over kabeltraseen i sjø (anker fra fritidsbåter er normalt ikke noe problem). På land blir det er klausuleringsbelte på totalt 5 meter målt fra senter av kabelgrøfta. I overgangen mellom kabel og luftledning etableres det en kabelendemast. Et eksempel på en slik mast på spenning 132 kv er vist i figur under. Figur 4-4. Eksempel på kabelendemast. Foto Norconsult. 41

42 4.3 TRANSFORMATORSTASJONER Utvidelse av Deknepollen transformatorstasjon Det er i dag ikke 132 kv-anlegg i Deknepollen transformatorstasjon. Ved etablering av en ny 132 kv-forbindelse vil det være nødvendig å utvide med følgende komponenter: 1 stk. 132 kv bryterfelt med doble samleskinner og med samleskinnebryter (GIS-anlegg). Det settes av plass for ytterligere to felt (132 kv) i reserve for å ta høyde for eventuelle fremtidige behov 132 kv innstrekkstativ 1 stk. 132/22 kv transformator, 40 MVA 1 stk. 22 kv bryterfelt (innendørs helkapsla) Tilhørende Kontroll-, service og styringsanlegg inkludert byggetekniske utvidelse Det nye 132 kv koblingsanlegget basert på et GIS-anlegg kan etableres i et eget rom vegg i vegg med ledig celle for ny hovedtransformator. Arealbehovet for et slikt tilbygg er ca. 7x8 meter. Denne utvidelsen gir ikke behov for ytterligere utvidelse av dagens eiendomsgrenser. Det nye 132 kv anlegget basert på luftisolert løsning vil i første omgang kreve ca. 40x16 meter og betinge riving av deler av dagens 66 kv-anlegg for å få plass. Løsningen vil trolig medføre behov for en begrenset utfylling i Deknepollvannet. Behovet for å ta i bruk de to avsatte reservefeltene kan utløses av at dagens L2 (66 kv) mellom Bryggja og Deknepollen blir reinvestert på 132 kv spenningsnivå når denne når teknisk levetid. Hensynet til plass, nærføring med industri virksomhet og visuelle vurderinger tilsier at det bør velges et GIS (gassisolert) 132 kv koblingsanlegg for stasjonen Ny Bremangerlandet C transformatorstasjon Det henvises også til konsesjonssøknaden for Bremangerlandet vindpark [8]. 3 stk. 132 kv bryterfelt (en linje og to trafofelt), luftisolert med enkel samleskinne 132 kv innstrekkstativ 2 stk. 132/22 kv (10 og 85 MVA) transformatorer Nødvendig 22kV bryteranlegg Nødvendig kontroll-, service og hjelpeanlegg ( m2) SFE Nett setter opp en egen hovedtransformator (10 MVA). SFE Nett har dermed behov for ett av tre felt i 132 kv koblingsanlegget inklusive samleskinne. 42

43 Skille mellom produksjon og SFE Nett på 22 kv samleskinne vil være ved samleskinnebryter i anlegget. SFE Nett har 22 kv avganger til nettforsyning på Bremangerlandet. Produksjon har avganger til vindmølleparken. Normalt ligger samleskinnebryter i 22 kv anlegget utkobla. Altså to separate 22 kv drifter mot hver sin hovedtransformator. Bygningsmassen for kontroll-, service og hjelpeanlegg anslås å utgjøre ca m 2. Totalt arealbehov for hele transformatorstasjonen vil være ca. 2 daa. Figur 4-5. Planskisse ny Bremangerlandet transformatorstasjon Ny Rugsundøy koblingsstasjon Det etableres et enkelt koblingsanlegg med effektbryter og skillebryter med jordingsfunksjon mot ledningen til Bremangerlandet vindpark på Rugsundøy. Anlegget bygges ved landtak for sjøkabel til Angelshaugnestet. Nettsikkerheten for denne løsningen ivaretas ved hjelp av vernsamarbeid for tre brytere. Dette vil være vern knytta til effektbrytere i Ålfoten, Rugsundøy og Bremangerlandet. 43

44 Figur 4-6. Skisse av koblingsanlegg på Rugsundøy Ny Hennøy transformatorstasjon Det henvises også til konsesjonssøknaden for Hennøy vindpark [9]. Hennøy transformatorstasjon omsøkes med følgende nettkomponenter: 1 stk. 132 kv bryterfelt (linje og trafofelt) med enkel samleskinner. Konvensjonelt utendørsanlegg. Alternativt innendørs 145 kv gassisolert anlegg. 132 kv innstrekkstativ 1 stk. 40 MVA 132/22 kv transformator Nødvendig 22 kv bryteranlegg Nødvendig kontroll-, service og hjelpeanlegg SFE Nett vil i utgangspunktet ikke ha behov for tilknytning i denne stasjonen. Bygningsmassen for kontroll-, service og hjelpeanlegg anslås å utgjøre ca. 250m 2. Totalt arealbehov for hele transformatorstasjonen vil være ca. 1 daa. Anlegget må i sin helhet anses som et rent produksjonsanlegg Utvidelse av Svelgen transformatorstasjon Det henvises til egen konsesjonssøknad for utvidelse av Svelgen transformatorstasjon [22]. 44

45 4.3.6 Utvidelse av Ålfoten transformatorstasjon Det er gjennom tildelt anleggskonsesjon (NVE ) gitt tillatelse til 4 stk. reservefelt for 132 kv. Utvidelsen medfører at ett av disse reservefeltene tas i bruk og medfører ett 132 kv bryterfelt. 45

46 5 Virkninger for miljø, naturressurser og samfunn, tilleggsutredede stasjoner og traseer Under følger en kort oppsummering av de utredede miljøkonsekvensene for tilleggssøkte traséalternativer. Den nye ledningen vil utløse mulighet for sanering av en av de to eksisterende 66 kv ledningene mellom transformatorstasjonene i Bryggja og Deknepollen, samt eksisterende 66 kv ledning mellom transformatorstasjonene i Rugsund og Svelgen. En ny forbindelse mellom Svelgen og Ålfoten utløser også sanering av eksisterende 132 kv. Dersom alle traseene i Ytre ring Y blir realisert vil det bygges ca. 60 km nye ledninger, mens saneringene vil medføre at 48 km kraftledninger vil bli revet. 5.1 ÅLFOTEN RUGSUND Den største konsekvensen på strekningen Ålfoten Rugsund er knyttet til kollisjonsfare for fugl. I Myklebustdalen er det registrert hekking av den rødlistede arten storlom (NT) i flere vann, og skogområdene på strekningen er leveområde og svært sannsynlig hekkeområde for sårbare rovfugl. I tillegg gir myrområdene i Myklebustdalen gunstig habitat for vadefugler som også er utsatt for kollisjon. Kollisjonsfaren gjelder i størst grad alternativ 4.0, men også alternativ 4.1 kan medføre fare for sårbare rovfugl, selv om bygging i eksisterende ledningstrasé vil dempe påvirkningen. I Bortnedalen er det også registrert et område med gammel lauvskog med flere rødlistede arter av moser og lav, bl.a. en av landets største forekomster av fossegrimemose (VU), samt forekomster av vasshalemose (VU), kastanjelav (VU), skorpefiltlav (VU), hasselrulav (VU) og bleik kraterlav (VU). Området er dårlig avgrenset, og de rødlistede artene er spredt i hele dalføret. Alternativ 4.0 vil medføre hugging av et ryddebelte gjennom dette skogsområdet. Rydding av skog er også vurdert å være negativt for skogbruket. For fagtema kulturminner vurderes alternativ 4.0 å være bedre enn alternativene 4.1 og 4.2 da dette alternativet medfører mindre påvirkning på registrerte kulturmiljøer. Fagtema fritidsboliger prioriterer også alternativ 4.0 fremfor alternativ 4.2 på grunn av fritidsboliger nær spennmasta på Kollsete. Forskjellene på konsekvensgraden for disse fagtemaene er likevel ikke veldig store. De øvrige fagtemaene enten foretrekker alternativene 4.1 og 4.2 fremfor 4.0 eller sidestiller alternativene. Det er ikke særlig store konflikter knyttet til seksjonene med alternative traseer, bortsett fra for rovfugl der alternativ 4.1 er foretrukket på grunn av at bygging i eksisterende 66 kv trasé kan dempe konflikten noe. 46

47 Tabell 5-1 Vurderte konsekvenser av ny ledning på strekningen Ålfoten - Rugsund. Delstrekning/ alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Reiseliv Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Landbruk Fiskeri og havbruk Skip sfart Ålfoten Rugsund 4.0 Liten neg. Ubet. Middels neg. Middels/ stor neg. Middels/ liten neg. Liten neg./ubet Ubet. Middels neg Liten neg.(+) Liten neg.(-) Ubetydelig/ liten neg.(+) Middels neg.(+) Liten/ middels neg.(+) Liten neg./ubet. (0) Ubet.(0) Liten neg.(+) Liten neg.(0) Liten/ middels neg.(-) Ubet.(+) Liten neg.(+) Liten neg.(+) Liten neg.(-) Ubet.(+) Liten neg.(+) RUGSUND RUGSUNDØY For strekningen over Rugsundstrømmen og vestover til den nye Rugsund transformatorstasjon er den største konflikten knyttet til landskapskonsekvensene av spennet. Alternativ 4.0 vil påvirke landskapsrommet rundt Rugsunds gamle handelssted, men gi mindre påvirkning på nordsiden av øya, men alternativ 4.2 vil gå gjennom et urørt fjellområde, ha mindre bakgrunnsdekning og gå høyere i terrenget enn alternativ 4.0. Alternativene er vurdert å gi omtrent samme påvirkning på landskapet, men alternativ 4.0 er foretrukket da alternativ 4.2 går gjennom en større del av områder med høyere landskapsverdi. Kulturmiljøet tilknyttet det gamle handelsstedet ved Rugsund er vurdert å ha stor verdi, og alternativ 4.0 vil medføre to mindre spenn over Rugsundet like sør for dette kulturmiljøet. Fagtema kulturminner og kulturmiljø foretrekker klart alternativ 4.2 da dette ikke vil påvirke de store verdiene knyttet til det gamle handelsstedet. Fjordspennene over Rugsundet er også vurdert å ville påvirke sjøfugl som benytter sundet til transport mellom fjordområdene nord og sør for Rungsundøya, men påvirkningen er vurdert å være like stor de to alternativene. 47

48 Tabell 5-2 Vurderte konsekvenser av ny ledning på strekningen Rugsund - Rugsundøy. Delstrekning/alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Reiseliv Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Landbruk Fisk eri og havb ruk Skip sfart Rugsund Rugsundøy 4.0 Middels/ stor neg. Middels neg. Liten neg. Middels neg. Middels/ liten neg. Liten neg./ubet Liten/ middels neg. Liten neg Middels/ stor neg(-) Ubet.(+) Ubet.(+) Middels neg.(0) Middels/ liten neg.(+) Liten neg.(-) Liten/mid dels neg.(+) Liten neg.(+) RUGSUNDØY BREMANGERLANDET For fagtema naturmiljø er det knyttet store negative konsekvenser til spennet over Skatestraumen og traseene på Bremangerlandet. Spennet over Skatestraumen går i et område med mye sjøfugl og rovfugl, og det er flere hekkelokaliteter for såbar rovfugl i områdene på Bremangerlandet. Både sjøfugl og rovfugl vil være utsatt for kollisjon med ledningene. For rovfugl vil forskjellene på de to alternativene på Bremangerlandet være forholdsvis små, men det sørligste alternativet er foretrukket da dette går i lavere i terrenget, og trolig vil medføre noe mindre kollisjonsrisiko enn det nordre alternativet. Luftspennet er også vurdert å bli godt synlig fra bebyggelse langs begge sider av fjorden, fra Risøya og fra turstiene i området, samt fra Hurtigruta og annen båttrafikk. Krav til flymerking utelukker også mulighetene for kamuflerende tiltak på master og liner. Trasealternativet vil gi en viss negativ visuell effekt på automatisk fredede boplasser ved Skatestraumen, men vil ikke komme i direkte berøring med disse. For friluftslivet er også det sørligste alternativet på Bremangerlandet foretrukket da det er vurdert at dette alternativet vil ha bedre bakdekning enn det nordre alternativet som trolig vil synes i horisont. 48

49 Tabell 5-3 Vurderte konsekvenser av ny ledning på strekningen Rugsundøy - Bremangerlandet. Delstrekning/alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Reiseliv Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Landbruk Fisk eri og havb ruk Skip sfart Rugsundøy Bremangerlandet A 1.0 A Middels/ stor neg. Middels neg. Ubet. Stor neg. Middels neg. Liten neg./ubet Liten neg. Ubet./ liten neg. - Ubet. /liten neg A Middels neg.(0) Ubet.(+) Ubet.(0) Stor neg.(+) Liten neg.(+) Liten neg./ubet. (0) Liten neg.(0) Ubet./liten neg.(0) - Ubet. /liten neg. 5.4 BREMANGERLANDET C TRANSFORMATORSTASJON Verdiene i området der Bremangerlandet C transformatorstasjon er planlagt lokalisert er først og fremst knyttet til det lokale landskapsrommet rundt Blandevatnet og bruken av området til friluftsliv. Det går flere stier gjennom området til ulike turmål og turområder. De vurderte konsekvensene av transformatorstasjonen er små, men må ses i lys av at bygging av transformatorstasjonen forutsetter at transformatorstasjonen blir stående inne i planområdet for Bremangerlandet vindkraftverk. Tabell 5-4 Vurderte konsekvenser av ny Bremangerlandet C transformatorstasjon. Delstrekning/alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Reiseliv Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Landbruk Fisk eri og havb ruk Skip sfart Bremangerlandet C transformator-stasjon Liten neg. Ubet. Ubet. Ubet. Liten neg. Ubet. Ubet. Ubet RUGSUNDØY DEKNEPOLLEN Det er ingen større verdier knyttet til strekningen mellom Rugsundøy og Deknepollen som vil bli påvirket av utbyggingen, og konsekvensene på strekningen er generelt små. Det er omsøkt to mulige landtak nord for Nordfjorden. Miljømessig vurderes disse to alternativene som tilnærmet lik. 49

50 Tabell 5-5 Vurderte konsekvenser av ny ledning på strekningen Rugsundøy Deknepollen. Delstrekning/alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Reiseliv Land -bruk Fiskeri og havbruk Skipsf art Rugsundøy Deknepollen 4.0 Liten neg. Ubet. Ubet. Liten neg./u bet. 4.3 Liten neg. Ubet. Ubet. Liten neg./u bet. Ubet./ liten neg. Ubet./ liten neg. Ubet. Ubet. Liten neg. Ubet. Ubet. Liten neg. Ubet./lite n neg. Ubet./lite n neg. Ubet./l iten neg. Ubet./l iten neg. 5.6 SANERING BRYGGJA DEKNEPOLLEN En sanering av den ene av de to eksisterende 66 kv ledningene mellom Bryggja og Deknepollen er vurdert å medføre visse positive konsekvenser for de fleste fagtema. Mest positivt er det vurdert å være for landskapet ved Runnshaug og Raudeggsetra der dagens ledning ligger i utsynsretningen. Tabell 5-6 Vurderte konsekvenser av sanering av eksisterende linje Bryggja og Deknepollen. Delstrekning/alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Reiseliv Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Landbruk Fisk eri og havb ruk Skip sfart Sanering Bryggja - Deknepollen Middels/ liten pos. Liten pos. Ubet./liten pos. Liten pos. Liten pos. Ubet./liten pos. Liten pos SANERING SVELGEN-RUGSUND Sanering av eksisterende 66 kv ledning mellom Svelge og Rugsund er vurdert å medføre visse positive konsekvenser for de fleste fagtema. Mest positivt er det vurdert å være for fagtemaene naturmiljø og kulturminner og kulturmiljø. For naturmiljøet er dette begrunnet med at ledningen i dag går gjennom et område med gammel skog samt at deler av strekningen er hekkeområde for sårbar rovfugl. For tema kulturmiljø vil sanering av ledningen medføre mindre visuell påvirkning på kulturmiljøene rundt Rugsund og Bortnen. 50

51 Tabell 5-7 Vurderte konsekvenser av sanering av linja mellom Svelgen og Rugsund. Delstrekning/alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Reiseliv Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Landbruk Fisk eri og havb ruk Skip sfart Sanering Svelgen - Rugsund Liten pos. Middels pos. Middels pos. Liten/ middels pos. Liten pos./ubet. Ubet. Liten pos

52 6 Tilleggsutredede, men ikke omsøkte alternativer 6.1 BREMANGERLANDET DEKNEPOLLEN Denne traseen er et alternativ til å bygge en ny luftledning til nytt koblingsanlegg på Rugsundøy. Løsningen er vurdert å og gi en merkostnad på ca. 22 MNOK i forhold til å bygge mot Rugsundøy. Landskapet på strekningen er vurdert å ha fine kvaliteter med variasjoner og kontraster i former og innhold. Luftspennet vil gå ca. 300 m over Fåfjorden og måtte merkes med flymarkører, og spennet er derfor vurdert å bli godt synlig. Det er også mye sjøfugl og rovfugl i området. Spennet går såpass høy at det er vurdert at konfliktene ikke vil bli veldig store for sjøfugl, men det er vurdert at spennet over fjorden vil utgjøre kollisjonsrisiko for rovfugl. For friluftsliv er det vurdert at fjordspennet vil redusere attraktiviteten av utsikten fra bl.a. Oldeidsmannen selv om det er forutsatt at denne toppen vil ligge inne i et vindkraftverk. Tabell 6-1. Vurderte konsekvenser av ny ledning på strekningen Bremangerlandet Deknepollen. Delstrekning/alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Reiseliv Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Landbruk Fisk eri og havb ruk Skip sfart Bremangerlandet - Deknepollen Middels/ stor neg. Ubet. Ubet. Middels/ stor neg. Middels neg. Liten neg. Liten neg. Ubet. Liten neg. Ubet. /liten neg. 6.2 RUGSUNDØY DEKNEPOLLEN I tillegg til de to omsøkte landtakene ved Biskjelneset og Verpeneset har Lofotkraft vurdert to mulige landtak ved Angelshaug. Løsningene er teknisk gjennomførbare, men vurderes å komme i konflikt med eksisterende arealutnyttelse i området (nausttomter, eksisterende og fremtidige fritidsboliger). Løsningene vurderes også å gi flere miljøulemper enn omsøkte løsninger. Økonomisk vurderes alternativene tilnærmet lik omsøkt alternativ 4.0 og

53 Tabell 6-2. Vurderte konsekvenser av ny ledning på strekningen Rugsundøy Deknepollen. Delstrekning/alternativ Landskap Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Friluftsliv Næring og samfunn Vegetasjon Fugl Friluftsliv Fritidsboliger Reiseliv Land -bruk Fiskeri og havbruk Skipsf art Rugsundøy Deknepollen Middels neg Middels neg. Liten neg. Ubet. Liten neg./u bet. Middels neg. Ubet. Liten neg./u bet. Ubet./ liten neg. Ubet./ liten neg. Ubet. Ubet. Liten neg. Ubet. Ubet. Liten neg. Ubet./lite n neg. Ubet./lite n neg. Ubet./l iten neg. Ubet./l iten neg. 53

54 7 Andre vurderte løsninger Det henvises til omtale og vurderinger knyttet til dette i kapittel Bryggja er vurdert som endepunkt for forbindelsen fra Ålfoten i stedet for Deknepollen. Driftsmessige forhold og samfunnsøkonomiske beregninger viser at dette er en dårligere løsning. 54

55 8 Særskilte supplerende krav til traséalternativer og konsekvensutredningene NVE ba om følgende krav vedrørende traséalternativer i konsesjonssøknaden fra januar 2013: Nytt jordkabelalternativ fra Deknepollen til Okshola. Justering av kabelendemast ved Oldeide. Nye traséalternativ mellom Bremangerlandet og kabel mot Hennøy Felles for ovennevnte krav er at de berører løsninger som er trukket gjennom denne tilleggssøknaden. SFE Nett har følgelig ikke redegjort for dette i dette dokumentet. Justere omsøkt trasé fra Svelgen transformatorstasjon mot Hennøy for å unngå silhuettvirkning av mast på knausen nord for stasjonen SFE Nett har vurdert en løsning hvor ca. 1.3 km av dagens 22 kv-ledning rives, og bygges i ny trasé mot vest. Traseen vurderes generelt som krevende anleggsmessig. Enkelte mastepunkt kan være rasutsatt. Med Leg Al mm 2 tverrsnitt på 22 kv-ledning vurderes kostnaden ved riving og nybygging til å være ca. 2,5 MNOK. 55

56 Figur 8-1. Mulig omlegging av dagens 22 kv ut fra Svelgen transformatorstasjon (blått). SFE Nett mener området rundt Svelgen transformatorstasjon i dag er sterkt påvirket av kraftledninger. Tiltakshaver vurderer derfor at de miljømessige gevinstene av tiltaket er svært begrenset. SFE Nett ønsker følgelig ikke å omsøke denne løsningen. 56

57 NVE ba om enkelte tilleggsopplysninger til konsekvensutredningene som fulgte med konsesjonssøknaden fra januar 2013: Kartlegging av naturtypen kystfuruskog Begrunne avvik mellom utredede virkninger på naturmiljø mellom tiltakene 132 kv ytre ring Nordfjord og 420 kv Ørskog-Sogndal Oppdatert konsekvensvurdering basert på nyere tids kulturminner Visualisering av luftspenn over Berlepollen. Med unntak av siste punkt er dette redegjort for i vedlegg 1, konsekvensutredninger, med tilhørende fagrapporter. Ettersom alternativet over Berlepollen er trukket har tiltakshaver heller ikke foretatt en ny visualisering av dette luftspennet. 57

58 9 Miljø-, transport- og anleggsplan SFE Nett vil før anleggsstart utarbeide en miljø-, transport og anleggsplan (MTA) som skisserer opp hvilke tiltak som må gjøres for å unngå unødige terrengskader og andre miljøulemper som følge av anlegget. Planen vil være et bindende dokument for utførende entreprenører. En MTA vil bli utarbeidet basert på vilkår fastsatt fra konsesjonsmyndighet NVE samt SFE Netts egne miljøkrav. Planen blir normalt utarbeidet i samråd med berørte interesser og skal forelegges NVE for godkjenning før oppstart av anleggsarbeider. Sentrale element i en MTA vil typisk være; Oversikt over miljøsensitive områder hvor anleggsvirksomhet må ta hensyn. Oversikt over eksisterende veier tenkt brukt under bygging av anlegget, og eventuelle tiltak knyttet til disse. Områder hvor ny veibygging kan være aktuell. Beskrivelse av hvordan planene skal følges opp og eventuelle avvik håndteres. Transport i forbindelse med anleggsarbeidene vil stort sett foregå fra eksisterende veier der disse kan nyttes. På strekninger uten veiadkomst, som i fjellområder, vil transport som regel foregå med helikopter. Vedlegg 5 viser forslag til veier som kan bli benyttet til bygging av anleggene. Dette dreier seg i stor grad om eksisterende veier hvor SFE Nett søker en bruksrett. Det er også skissert en del terrengtransport for å komme inn til traseen. Dette vil dreie seg om midlertidig bruk og terrenget vil bli tilbakeført til opprinnelig stand etter endt bruk. SFE Nett har ikke søkt konsesjon for noen nye permanente veier. Endelig avklaring rundt transportbehovet vil først bli klart når en konsesjon foreligger og planene er detaljert. 58

59 10 Forhold til offentlige planer 10.1 NASJONALE PLANER Verneplaner og verna vassdrag Det henvises til omtale av dette i Vedlegg 1, konsekvensutredninger. Fornybardirektivet EUs fornybardirektiv II 2009/28/EC trådde i kraft i Norge 20. desember Det har som mål å etablere et felles rammeverk for å fremme bruken av fornybare energikilder. Hver medlemsstat skal oppfylle sine mål for andel fornybar energi i forbruket innen 2020 slik at det bidrar til det overordnede EU-målet om en 20 prosent andel i Direktivet har bestemmelser av betydning for et felles svensk-norsk elsertifikatmarked. For å kunne realisere målene om ny fornybar energi må det bygges nettløsninger som håndterer ny produksjon. Ytre ring vurderes som den beste løsningen for å kunne ta inn planlagt produksjon fra Hennøy, Bremangerlandet og Vågsvåg vindkraftverk REGIONALE PLANER Fylkesplan Sogn og Fjordane Det overordnede målet for fylkesplanen for Sogn og Fjordane [23] er å opprettholde folketall og bosetning gjennom blant annet å videreutvikle småskala næring, lokalsamfunn, maritim virksomhet og tjenestesektoren. Planene er vedtatt å være gjeldende ut Etableringen av hele, eller deler av ny 132 kv ytre ring Nordfjord underbygger denne målsetning direkte gjennom økt forsyningssikkerhet samt indirekte ved å legge til rette for etableringen av vindparker med positive ringvirkninger for lokalt næringsliv og nye arbeidsplasser. Regional plan for vindkraft Planen ble vedtatt av Fylkestinget 8. juni 2011 og omfatter kyst og kystnære områder i fylket. Planen er utarbeidet med det formål å legge til rette for etablering av vindkraftanlegg med samla årlig produksjon på 3 TWh/1000 MW innen Regional plan for klima og energi Sogn og Fjordane fylkeskommune har laget en egen fylkesdelplan for klima og miljø, for å møte klimaendringer på best mulig måte. Et av målene med fylkesdelplanen er finne svar på hvordan fylket på en mest mulig effektiv måte kan bidra til at Norge når sine klimapolitiske mål. Fylkesdelplanen for klima og miljø ble vedtatt av Fylkestinget i mars Nye nettløsninger som legger til rette for ny fornybar produksjon vil være i tråd med disse intensjonene. 59

60 Regional plan for friluftsliv og arealbruk er trukket inn i konsekvensvurderingene. Det henvises derfor til Vedlegg 1, konsekvensutredningen med tilhørende fagrapporter KOMMUNALE PLANER Vågsøy kommune [24] Alternativ 1.2 vil krysse områder for industri/forretning/kontor/lager mellom Deknepollen transformatorstasjon og landtaket i Kulevåg. Ut over dette går traseen i LNF-områder. Jordkabelalternativene i Vågsøy kommune planlegges i tilknytning til eksisterende vei/gangvei. Sjøkabelalternativ 1.2 A vil inn mot land på Husevågøy gå gjennom et område avsatt til fremtidig akvakulturområde. Alternativ 4.0 mellom Rugsundøya og Biskjelneset vil gå omtrent i samme trasé som planlagt ny fjordkryssing av ytre Nordfjord, og ved Skavøypollen vil alternativet komme i samme området som veitraseen mot fjordkryssingen. Alternativet vil komme i land i et område planlagt til havn. Det foreligger er godkjent planprogram for disse veiplanene, hvor det skisseres en ferjeforbindelse over fjorden Tiltakshaver registrerer at det i senere tid har blitt lansert en broforbindelse på samme strekning. Figur Mulige veitraseer og plassering av fergekai ved Biskjelneset. Hentet fra gjeldende planprogram 60

61 Figur Gjeldende kommuneplan Angelhaug. Grå skravert er mulig fremtidig havneområde. Områder regulert for akvakultur er vist med blått. Rød strek/stiplet viser mulig veitrasé for kryssing av Nordfjorden. Alternativ 4.0 vil komme i berøring med område disponert for fremtidig havn i gjeldende kommuneplan. Dagens kommuneplan er under revidering, og tiltakshaver har ikke klart å få klarhet i hvorvidt disse planene videreføres. Tiltakshaver registrerer at en mulig veikryssing av ytre Nordfjord (enten som ferge eller bro) muligens vil komme i direkte konflikt med havneinteressene. SFE Nett ønsker derfor at høringsprosessen kan bidra til å skaffe klarhet i fremtidig utvikling av området, og hvorvidt denne utviklingen er forenelig med omsøkt alternativ 4.0 ved Biskjelneset. Alternativ 4.3 vil komme i land i et område regulert til akvakultur. Jordkabel i alternativ vil ligge inn mot et område avsatt til fritidsbebyggelse, og alternativ går gjennom et område avsatt til naust. Ledningen som skal saneres mellom Bryggja og Deknepollen går stort sett i LNF-områder. Ved Runshaug krysses nedslagsfelt for drikkevann. Ved Almenningfjellet krysser dagens ledning et område som er avsatt til fremtidig næringsareal (I1). Området er på ca. 87 daa og har krav til reguleringsplan før videre utnyttelse. Saneringen vil medføre reduksjon i båndlagt areal over næringsarealet. Bremanger kommune [25] Ved Langesjøvatnet i Myklebustdalen vil ledningen krysse over et område avsatt til skytebane. Mellom Rugsund og Leirgulen går ledningen gjennom et område der det er utarbeidet egen kommunedelplan. Kommunedelplanen har som formål å legge til rette for utvikling av bolig- og hyttebygging, turisme og styrking av senterdannelse på Kolset. På Rugsundøya og Hornelenhalvøya går ledningen delvis gjennom et LNF-områder der friluftsliv er dominerende. 61