Oppgradering av Høgefossnettet

Transkript

1 Bakgrunn for vedtak Oppgradering av Høgefossnettet Nissedal kommune i Telemark fylke

2 Tiltakshaver Agder Energi Vannkraft, Agder Energi Nett Referanse Dato Notatnummer KN-notat 04/2016 Ansvarlig Siv Sannem Inderberg Saksbehandler Øistein Løvstad Dokumentet sendes uten underskrift. Det er godkjent i henhold til interne rutiner. E-post: nve@nve.no, Postboks 5091, Majorstuen, 0301 OSLO, Telefon: 09575, Internett: Org.nr.: NO MVA Bankkonto: Hovedkontor Region Midt-Norge Region Nord Region Sør Region Vest Region Øst Middelthunsgate 29 Vestre Rosten 81 Kongens gate Anton Jenssensgate 7 Naustdalsvn. 1B Vangsveien 73 Postboks 5091, Majorstuen 7075 TILLER 8514 NARVIK Postboks 2124 Postboks 53 Postboks OSLO 3103 TØNSBERG 6801 FØRDE 2307 HAMAR

3 Side 1 Sammendrag Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) vil etter en helhetlig vurdering gi Agder Energi Vannkraft AS og Agder Energi Nett AS konsesjon til å bygge og drive nye Høgefoss transformatorstasjon. NVE gir Agder Energi Vannkraft konsesjon og ekspropriasjonstillatelse til å bygge og drive en ny ca. 7,7 km lang 132 kv kraftledning fra nye Høgefoss transformatorstasjon via Berlifoss kraftverk til Dynjanfoss kraftverk. Den nye ledningstraseen følger traséalternativ 2XA Det blir samtidig gitt tillatelse til å oppgradere stasjonsanleggene i Høgefoss-, Berlifoss- og Dynjanfoss kraftverk. Tiltakene ligger i Nissedal kommune i Telemark fylke. Dagens 66 kv-ledninger mellom Høgefoss, Berlifoss og Dynjanfoss rives når ny 132 kv ledning settes i drift. Etter NVEs vurdering krever tilstanden til dagens Høgefossnett en vesentlig reinvestering for å opprettholde en sikker og stabil drift. En oppgradering av nettet vil gi lavere tapskostnader, fjerne flaskehalser i nettet og gi muligheter for tilknytning av ny produksjon. En oppgradering av nettet etter konsesjonsgitt trasé vil gi en reduksjon i samlet ledningslengde med ca. 9,5 km sammenlignet med dagens situasjon.

4 Side 2 Innhold Sammendrag... 1 Innhold Søknad Søknad etter energiloven Søknad etter oreigningslova Beskrivelse av omsøkte tiltak Ny Høgefoss transformatorstasjon-brekka Brekka Dynjanfoss kraftverk Riving av 66 kv-ledninger Utredede, men ikke omsøkte traseer Ny Høgefoss transformatorstasjon Elektriske anlegg i kraftverkene NVEs behandling av søknadene Høring av konsesjonssøknader og søknad om ekspropriasjon Høring av tilleggssøknad Innkomne merknader NVEs vurdering av konsesjonssøknaden Vurdering av tekniske og økonomiske forhold AEVK og AEN sin begrunnelse for omsøkte anlegg NVEs vurdering Oppsummering Vurdering av visuelle virkninger, arealbruk og friluftsliv Ny Høgefoss transformatorstasjon Brekka Brekka-Dynjanfoss Oppsummering Vurderinger av virkninger for kulturminner og kulturmiljø Vurdering av naturmangfold Naturmangfoldloven 9 føre-var-prinsippet Samlet belastning på økosystemer, Miljøforringelse, miljøforsvarlige teknikker og driftsmetoder, 11 og Oppsummering naturmangfold Vurdering av virkninger for skogbruk og landbruk Vurdering av magnetfelt og støy Forurensning Luftfart Transformatorstasjon og kraftverk Høgefoss transformatorstasjon Høgefoss kraftverk Berlifoss kraftverk Dynjanfoss kraftverk NVEs konklusjon og vedtak NVEs vedtak NVEs vurdering av søknad om ekspropriasjon og forhåndstiltredelse Hjemmel Omfang av ekspropriasjon Interesseavveining Vurderinger av virkninger av konsesjonsgitt trasé Vurdering av alternative løsninger Vurdering av om inngrepet uten tvil er til mer gavn enn til skade NVEs samtykke til ekspropriasjon Forhåndstiltredelse... 34

5 Side 3 Vedlegg A - Oversikt over lovverk og behandlingsprosess Vedlegg B Sammenfatning av høringsuttalelser... 37

6 Side 4 1 Søknad 1.1 Søknad etter energiloven Agder Energi Vannkraft AS (AEVK) søkte i medhold av energiloven 3-1 den 17. april 2015 om konsesjon for å oppgradere Høgefossnettet med en ny 7,7 9 km lang 132 kv kraftledning fra Høgefoss til Dynjanfoss kraftverk, via Berlifoss kraftverk (Kart 1). Traseen omsøkes etter to hovedalternativer. AEVK søker samtidig om å gjøre oppgraderinger av stasjonsanleggene i Høgefoss, Berlifoss og Dynjanfoss kraftverk. AEVK søker sammen med Agder Energi Nett (AEN) om å etablere ny Høgefoss transformatorstasjon like sør for Høgefoss kraftverk. AEVK søker også om å rive nåværende 66 kv-kraftledninger når de nye anleggene er ferdige og idriftssatt. I tilleggssøknad av 18. september 2015 søkte AEVK om et nytt trasealternativ for delstrekningen mellom ny Høgefoss transformatorstasjon og forbi Brekka. Nytt trasealternativ ble omsøkt som følge av tilbakemeldinger fra berørte aktører. Kart 1. Oversiktskart over traseer og stasjonsområder. AEVK begrunner tiltaket med at nettets alder og tilstand gjør at det nå er et generelt behov for reinvestering. I tillegg utløser planer om ny produksjon med tilknytning til Høgefossområdet behov for forsterkning av nettkapasiteten i Høgefossnettet.

7 Side Søknad etter oreigningslova AEVK søker om ekspropriasjonstillatelse etter oreigningslova 2 nr. 19 for nødvendig grunn og rettigheter for å bygge og drive den nye kraftledningen. AEVK søker samtidig om forhåndstiltredelse etter oreigningslova 25, slik at arbeider med anlegget kan påbegynnes før skjønn er avholdt. 1.3 Beskrivelse av omsøkte tiltak AEVK søker om å etablere en ny 132 kv luftledning mellom ny Høgefoss transformatorstasjon til Dynjanfoss kraftverk, via Berlifoss kraftverk. Avhengig av trasé vil trasélengden være ca. 7,7 9 km. Felles for alle alternativer, er at ledningen planlegges bygget med H-master i tre. Over lengre ledningsstrekk, vil det kunne være aktuelt å benytte master i kompositt eller stål. Disse vil males for å fremstå visuelt like som tremastene. AEVK skriver at mastehøyden på den nye ledningen vil være meter, med en faseavstand på 4,5 meter (Figur 1). Det vil være behov for å etablere et ryddebelte på ca. 29 meter. For de deler av traseen som går parallelt med 22 kv-ledningen vil det totale ryddebeltet være minimum 30,5 meter. Figur 1: Illustrasjon av omsøkt mastealternativ Ny Høgefoss transformatorstasjon-brekka Fra ny Høgefoss transformatorstasjon til Brekka har AEVK søkt tre forskjellige alternativer (Kart 2). Alternativ 2 og 2XA er likestilte og har høyest prioritet.

8 Side 6 Kart 2: Trasealternativ 1.0, 2.0 og 2XA fra ny Høgefoss transformatorstasjon til Brekka. Utredet, men ikke omsøkt alternativ 2X vises med stiplet linje. Alternativ 1.0 er fra ny Høgefoss transformatorstasjon planlagt å gå i nordvestlig retning og krysse over Nidelva. Etter kryssingn skrår alternativ 1.0 mer mot vest og følger til dels kanten av elva før det kommer inn i traseen til dagens 66 kv-ledninger ved Brekka. Alternativ 2.0 skrår vestover ut fra ny Høgefoss transformatorstasjon før det fortsetter i nordvestlig retning, krysser elva og møter trasé for 66 kv-ledningene omtrent der disse krysser veien. Alternativ 2XA går i samme trasé som alternativ 2 ut fra transformatorstasjonen, men fortsetter i vestlig retning over Motjønnmoen fram til Nidelva. Her blir det et ca. 500 meter langt spenn over elva opp på Sundsfjellet. Til tross for en høydeforskjell på ca. 110 meter, vil ledningens vertikale høyde over bakken i stor grad følge terrenget. Avstanden til boligene på Brekka vil være ca. 230 meter og til Haugsjåsund vil det være ca. 500 meter. Alternativ 2XA fortsetter videre over Sundsfjellet og sammenfaller deretter med alternativ 2.0. Alternativet vil medføre høyere tverrsnitt og kraftigere master på spennet over Nidelva. Det vil være behov for å benytte seg av en trippel A-mast oppe på Sundfjellet (Fig. 2), og muligens også nede på Motjønnmoen. Økte kostnader som følge av dette oppveies av noe redusert traselengde og færre mastepunkter. En eventuell konsesjon til alternativ 2XA forutsetter trasé etter alternativ videre inn til Dynjanfoss kraftverk.

9 Side 7 Figur 2. Illustrasjon av trippel A-mast. Høyden vil være ca. 16 meter med 5 meter faseavstand Brekka Dynjanfoss kraftverk Fra Brekka til Dynjanfoss kraftverk har AEVK utredet flere ledningstraseer, men omsøkt to alternativer. Hovedalternativ 2 er AEVKs prioriterte løsning. Alternativ 1.0 videre fra Brekka fører til at det må etableres en T-avgreining mot Berlifoss for å koble kraftverket til nettet. Avgreiningen vil være ca. 1,3 km lang og følge traséalternativ 2.0 fra Brekka til Berlifoss. Fra Brekka og vestover i retning Dynjanfoss vil ledningen gå nord for og parallelt med dagens 22 kv-ledning fram til Halsteinberga. Ved Halsteinberga er det vurdert at parallelføring ikke er en akseptabel teknisk løsning og traseen vil her følge alternativ 1.1. Ledningen vil dreie sørover og avvike fra parallelføringen, krysse over Halsteinstryket og gå sør for Hallsteinkilen. Her dreier den nordover igjen og kommer inn i eksisterende trasé for 66 kv-ledningene og følger denne inn til Dynjanfoss kraftverk (Kart 1). Alternativ 2.0 fra Brekka følger eksisterende 66 kv trasé til Berlifoss kraftverk. Ved Berlifoss vil det måtte etableres en T-avgreining inn til kraftverket. Videre vil alternativ 2.0 gå over Øyfjellet før det spenner over Kjellarfoss i retning Sandemoen. Ved Sandemoen følger traseen alternativ 2.2 nordvestover, krysser Halsteinkilen og møter alternativ 1.1. Alternativ 1.1 krysser fylkesvei 512 før den nord for Eikhom kommer inn i traseen til eksisterende 66 kvledninger. Inn til Dynjanfoss går traseen etter alternativ Riving av 66 kv-ledninger AEVK søker om å rive to eksisterende ca. 7,5 km lange 66 kv-ledninger mellom Høgefoss og Dynjanfoss kraftverk når ny 132 kv-ledning settes i drift. AEVK søker også om å rive dagens 2,2 km lange 66 kv ledning mellom Høgefoss og Berlifoss kraftverk. Totalt søkes det om å sanere ca. 17,2 km ledning. Fra Brekka til Dynjanfoss kraftverk går dagens ledninger i hovedsak parallelt med traséalternativ 1.0 (Kart 1). Fra Brekka til Berlifoss kraftverk går dagens ledning parallelt med trasealternativ 2.0.

10 Side Utredede, men ikke omsøkte traseer I forbindelse med søknaden har AEVK utredet flere alternative traseer som ikke er omsøkt. Disse alternativene vises som stiplede linjer på kartet (Kart 1). AEVK har vurdert disse som teknisk og økonomisk akseptable alternativer. Samtidig har de blitt vurdert til å være dårligere enn de omsøkte med tanke på landskap, naturmangfold og skogbruk. I utredningsfasen har AEVK vært i dialog med berørte grunneiere i området. Flere av alternativene ble også av grunneierne vurdert til å være dårligere enn de omsøkte løsningene. AEVK har sett på muligheten for å bygge den nye 132 kvledningen i samme trasé som de to parallelle 66 kv-ledningene. For å få til dette, ville det vært behov for å ta begge 66 kv-ledningene mellom Høgefoss og Dynjanfoss ut av drift i hele eller deler av anleggsperioden. Dette ville medført store produksjonstap i Berlifoss og Dynjanfoss kraftverk. I tillegg er det over enkelte partier svært krevende terreng med tanke gjennomførelsen av anleggsarbeidene. NVE mener AEVK i tilstrekkelig grad har gjort rede for alternativ trasealternativer og hvorfor de ikke ønsker å omsøke disse. NVE ser ikke grunnlag for videre vurdering av disse alternativene Høgefoss transformatorstasjon AEVK og AEN har i fellesskap søkt om å bygge og drive en ny transformatorstasjon ca. 300 meter sør for Høgefoss kraftverk. Det søkes om å bygge og drive følgende elektriske anlegg: Fire stk. utendørs bryterfelt med nominell spenning 132 kv. Én transformator med ytelse 25 MVA og omsetning 132/22 kv. Én jordspole med spenning 22 kv. Ett innendørs 22 kv-koblingsanlegg med tilhørende vern- og kontrollanlegg, i eget bygg. Arealbehovet vil være ca m 2 og i sin helhet ligge på AEVKs eiendom Elektriske anlegg i kraftverkene I forbindelse med søknad om oppgradering av nettet til 132 kv og bygging av ny Høgefoss transformatorstasjon, har AEVK søkt om å gjøre endringer i stasjonsanleggene i Høgefoss, Berlifoss og Dynjanfoss kraftverk. I Høgefoss kraftverk søkes det om: En ny transformator med ytelse 40 MVA og omsetning 132/9 kv I Berlifoss kraftverk søkes det om: Ett utendørs bryterfelt med nominell spenning 132 kv Én transformator med ytelse 13 MVA og omsetning 132/6,6 kv i eksisterende bygg/transformatorcelle En ca. 45 m lang jordkabel mellom 132 kv-bryterfelt og transformator i eksisterende bygg med nominell spenning 132 kv. I Dynjanfoss kraftverk søkes det om: Ett utendørs bryterfelt med nominell spenning 132 kv En ca. 45 m jordkabel mellom bryterfelt og eksisterende transformator, med nominell spenning 132 kv.

11 Side 9 2 NVEs behandling av søknadene NVE behandler konsesjonssøknaden etter energiloven og søknad om ekspropriasjonstillatelse etter oreigningslova. Tiltaket skal også avklares etter andre sektorlover som kulturminneloven og naturmangfoldloven, i tillegg til at anlegget må merkes i henhold til gjeldende retningslinjer i forskrift for merking av luftfartshindre. En nærmere omtale av lover og forskrifter finnes i vedlegg A. 2.1 Høring av konsesjonssøknader og søknad om ekspropriasjon Konsesjonssøknaden og søknad om ekspropriasjon og forhåndstiltredelse for oppgradering av Høgefossnettet av 17. april 2015, ble sendt på høring den 12. mai Fristen for å komme med høringsuttalelse til søknaden ble satt til 24. juni Nissedal kommunene ble bedt om å legge søknaden ut til offentlig ettersyn. Den offentlige høringen av søknaden ble kunngjort to ganger i avisene Vest-Telemark blad, Telemarksavisa og Varden og en gang Norsk lysingsblad. Hvilke instanser som fikk søknaden på høring framgår av vedlegg B. NVE arrangerte offentlig møte i forbindelse med høringen av søknaden den 27. mai Samme dag som NVE avholdt offentlig møte, gjennomførte NVE også befaring av de omsøkte traseene, kraftstasjonene hvor det søkes om endringer og området der ny Høgefoss transformatorstasjon er planlagt. Med på befaringen var representant fra AEVK og fagutreder, og ved ny transformatorstasjon var representant fra AEN med. Grunneier var med på befaringen i området rundt Nybu etter eget ønske Høring av tilleggssøknad På bakgrunn av tilbakemeldinger under NVEs folkemøte og innkomne merknader til søknaden valgte AEVK å søke et nytt traséalternativ mellom ny Høgefoss transformatorstasjon og Brekka. NVE sendte søknaden på høring 12. oktober 2015 med frist for å avgi uttalelse innen 30. november Den offentlige høringen av søknaden ble kunngjort i avisene Vest-Telemark blad, Telemarksavisa og Varden, samt i norsk lysningsblad. Søknaden ble også lagt ut til offentlig ettersyn hos Nissedal kommune. 2.2 Innkomne merknader NVE mottok 13 høringsuttalelser til søknad av 17. april 2015 og 7 uttalelser til tilleggssøknad av 18. september Uttalelsene er sammenfattet i vedlegg B. AEVK kommenterte uttalelsene i brev av 21. september 2015 og 14. januar Nissedal kommune har ikke avgitt noen uttalelse til søknaden. Kommunen har derimot på telefon opplyst for NVE at de er positive til AEVK og AEN sine planer om å oppgradere Høgefossnettet. Ut over dette har kommunen ingen mening om valg av traséalternativ. Flere av høringsinnspillene omhandler strekningen forbi boligfeltet på Brekka. Her ble det ytret ønske om at alternativ 2X måtte omsøkes slik at kraftledningen ikke vil gå forbi boligfeltet. AEVK søkte alternativ 2XA som følge av innspillene, og dette ble i høringsrunden omtalt som et meget godt alternativ av de berørte. Fylkesmannen i Telemark bemerket i sin uttalelse til tilleggssøknaden at det kunne være sandfuruskog på Motjønnmoen og at området ikke var omtalt i søknaden eller miljørapporten. På bakgrunn av dette fikk AEVK utarbeidet et eget notat som omhandler sandfuruskog på Motjønnmoen.

12 Side 10 3 NVEs vurdering av konsesjonssøknaden Konsesjonsbehandling etter energiloven innebærer en konkret vurdering av de fordeler og ulemper et omsøkt prosjekt har for samfunnet som helhet. NVE gir konsesjon til anlegg som anses som samfunnsmessig rasjonelle. Det vil si at de positive konsekvensene av tiltaket må være større enn de negative. Vurderingen av om det skal gis konsesjon til et omsøkt tiltak er en faglig skjønnsvurdering. I dette kapittelet vil NVE redegjøre for vår vurdering av de omsøkte anleggene og innkomne merknader. Først gjøres en vurdering av de tekniske og økonomiske forholdene. Videre vurderes den nye 132 kv-ledningens påvirkning på landskap, friluftsliv, arealbruk, kulturminner, naturmangfold, skogbruk, elektromagnetisk felt og støy, forurensning og luftfart. Til slutt gjøres en vurdering av nye Høgefoss transformatorstasjon og de omsøkte endringene i stasjonsanleggene. I kapittel 4 er det en oppsummering med NVEs avveiinger, konklusjon og vedtak, mens det i kapittel 5 er gjort en vurdering av søknad om ekspropriasjon og forhåndstiltredelse. 3.1 Vurdering av tekniske og økonomiske forhold Utbygging av ny kraftproduksjon, som bl.a. vindkraft og vannkraft, krever tilknytning til eksisterende kraftnett, men samtidig er de fleste muligheter for kapasitetsøkning uten at det bygges nye ledninger brukt opp. Ny produksjon forutsetter med andre ord ofte utbygging av nye kraftledninger eller oppgradering av eksisterende nett for at kraftsystemet skal kunne utnyttes og driftes optimalt. Oppgradering av nettet og utbygging av nye ledninger vil kunne gi større fleksibilitet og færre flaskehalser, gjøre systemet mindre sårbart ved feil, redusere tap i nettet, bedre utnyttelsen av produksjonsressursene og gi muligheter for sanering av gamle anlegg. Kraftnettet har vanligvis en levetid på mer enn 50 år og mange faktorer som påvirker kraftsystemet er usikre. Det er derfor viktig at kraftnettet er robust og kan håndtere ulike framtidsscenarioer AEVK og AEN sin begrunnelse for omsøkte anlegg De omsøkte tiltakene utløses og må gjennomføres på grunn av alder og tilstand. Nettet er gammelt og det er fare for at det kan oppstå feil som vil føre til innestengt produksjon i Høgefossområdet. Planer om utvidelse av installert effekt 24,9 MW til 31 MW i Høgefoss kraftverk, samt etablering av ny produksjon med tilknytning til 22 kv- og 66 kv-nettet i Høgefossområdet, utløser i tillegg behov for forsterkninger av nettkapasiteten til regionalnettet tilknyttet Høgefoss kraftstasjon. De omsøkte tiltakene med fornyelse, restrukturering og spenningsoppgradering av Høgefossnettet fra 66 kv til 132 kv vil gi færre anleggskomponenter og lavere energitap i nettet sammenlignet med dagens nettløsning. Restruktureringen av AEVKs eksisterende doble 66 kv ledning fra Høgefoss til Dynjanfoss og enkle 66 kv ledning fra Høgefoss til Berlifoss, til en 132 kv ledning innebærer en vesentlig reduksjon av samlet ledningslengde. Tiltaket med spenningsoppgradering til 132 kv innebærer at eksisterende 66/132 kv transformator T1 i Høgefoss kraftverk som utgjør en flaskehals i nettet, kan fjernes. Denne er i dag fullt ut belastet, hindrer tilknytning av ny produksjon og vil ved en feil føre til innestengt kraftproduksjon NVEs vurdering AEVK har i samarbeid med AEN gjennomført en teknisk/økonomisk analyse av aktuelle systemløsninger for fornying, restrukturering og forsterkning av Høgefossnettet. Tre alternative systemløsninger er vurdert. NVE har vurdert de tekniske og økonomiske sidene ved AEVK og AEN sine omsøkte løsninger, samt vurdert disse opp mot de øvrige vurderte systemløsningene.

13 Side 11 Systemalternativ 0 Nullalternativet innebærer fornyelse og vedlikehold av eksisterende overføringsanlegg med fortsatt drift av eksisterende 66 kv-anlegg. Denne løsningen anses ikke av AEN og AEVK som aktuell da den ikke løser flaskehalsproblemet i 66/132 kv-transformeringen. Dette blokkerer i dag for ny produksjonstilknytning i underliggende 66 kv- og 22 kv-nett i Høgefossområdet. 66 kv-anleggenes tilstand og alder tillater heller ikke videre drift uten betydelige tiltak for å forlenge levetiden på anleggene og opprettholde en forsvarlig drift. Løsningen gir ikke færre komponenter i nettet eller redusert ledningslengde i 66 kv-nettet. Løsningen gir heller ikke mindre tap i nettet eller minsker risikoen for at det kan oppstå innestengt/tapt kraftproduksjon i forbindelse med en alvorlig feil i eksisterende ensidige 66/132 kv(80 MVA)-transformeringen (T1) i Høgefoss. Systemalternativ 1 Systemalternativ 1 gir økt transformatorkapasitet i Høgefoss fra 80 til 120 MVA med restrukturering og fornyelse av eksisterende 66 kv-anlegg og 66 kv-ledninger i Høgefossområdet. Alternativet inkluderer etablering av Høgefoss transformatorstasjon og sanering av gammelt 66 kv-anlegg i stasjonsbygget i Høgefoss kraftstasjon. Denne løsningen løser flaskehalsproblemet for tilknytning av ny kraftproduksjon i Høgefossområdet. Den gir også noe færre komponenter i nettet på grunn av restrukturering av 66 kv-nettet med kortere ledningslengde. Alternativet minsker derimot ikke risikoen for at det kan oppstå innestengt/tapt kraftproduksjon i forbindelse med en alvorlig feil i ensidige forsterket ny 66/132 kv(120 MVA)-transformeringen i Høgefoss. Systemalternativ 2 Det omsøkte alternativet er tilsvarende systemalternativ 1, men med oppgradering av Høgefossnettet til 132 kv. Kort oppsummert omfatter løsningen bygging av: En ny transformatorstasjon ved Høgefoss kraftverk. En ny transformator i eksisterende bygg og et nytt utendørs bryteranlegg ved Berlifoss kraftverk. Et nytt bryteranlegg ved Dynjanfoss kraftverk. En ny 132 kv-ledning mellom de tre stasjonene. Det er vurdert flere alternativer for ny 132 kv-ledning og det søkes konsesjon på to alternative ledningstraseer. - Hovedalternativ 1 går etter trasé Total lengde ca. 9 km og kostnaden for alternativet medregnet stasjonsanleggene er ca. 116 MNOK. - Hovedalternativ 2 går etter trasé (2XA) Total lengde ca. 7,7 km og kostnaden for alternativet medregnet stasjonsanleggene er ca. 111 MNOK. I tilleggssøknad av 18. september 2015 valgte AEVK å omsøke alternativ 2XA fra ny Høgefoss transformatorstasjon til Brekka. Kostnadsmessig er dette likestilt som alternativ 2.0 på samme strekning. Ved krav om merking for luftfart vil kostnaden bli noe høyere. AEVK og AEN viser til forstudie og regional kraftsystemutredning for Agder for en sammenstilling av teknisk/økonomisk analyse av aktuelle systemløsninger for fornying, restrukturering og forsterkning av Høgefossnettet. En sammenstilling av nåverdien av investeringskostnader og besparelser som reduserte tapskostnader, viser at systemalternativ 2 gir den laveste totalkostnaden.

14 Side 12 NVE er enig i vurderingen til AEVK og AEN om at systemalternativ 2 samlet sett vil ha den laveste totalkostnaden. AEVK og AEN begrunner de omsøkte tiltakene med generelt behov for reinvestering i nettet som følge av alder og tilstand. I et teknisk forprosjektet utarbeidet av Norconsult ble tilstanden på flere av komponentene beskrevet. Flere av transformatorene i Høgefoss kraftstasjon, T7 og T6, viser tegn på aldring og T7 bør skiftes i løpet av noen år. 66 kv-koblingsanlegget ved Høgefoss må også skiftes ut på grunn av at det ikke tilfredsstiller dagens standard for sikring mot personellskade, og at det ikke lenger produseres reservedeler. 66 kv-nettet mellom stasjonene Berlifoss, Høgefoss og Dynjanfoss er mellom 50 og 60 år gammelt. NVE sin erfaring er at nett med denne alderen ofte vil kreve en økende grad av vedlikehold og vil være modent for utskifting. Dette er også avhengig av lokale forhold. NVE er enig i at nettet bør oppgraderes nå. Søker oppgir at de reduserte tapene ved å spenningsoppgradere Høgefossnettet til 132 kv er beregnet til å utgjøre ca. 2,4 GWh pr år. Med en kraftpris på 30 øre/kwh utgjør dette en besparelse på ca. 0,72 MNOK pr år. Nåverdien av dette over 40 år med 4 % kalkulasjonsrente utgjør 14,3 MNOK. Søker oppgir videre at det er relativt store besparelser i driftskostnader i det omsøkte alternativet sammenlignet med nullalternativet. På bakgrunn av en vesentlig endring i total ledningslengde, samt færre antall transformatorer i systemet, har søker anslått årlige reduserte driftskostnader på ca. 0,5 MNOK. De har tatt utgangspunkt i en årlig driftskostnad på ca. 1,5 % av investeringskostnadene på anleggene som saneres. Nåverdien av dette over 40 år med 4 % kalkulasjonsrente utgjør ca. 10 MNOK. Etter NVEs vurdering er de reduserte taps- og driftskostnadene ved reduksjon av komponentene i nettet og spenningsoppgradering til 132 kv realistiske Oppsummering NVE mener at Høgefossnettets alder og tekniske tilstand gjør at det er nå er nødvendig med en reinvestering i nettet. Samtidig er det etter NVEs vurdering fornuftig å kombinere dette med en forenkling av nettet, noe som vil gi en betydelig reduksjon i samlet ledningslengde. En oppgradering av nettet til 132 kv vil gi lavere tapskostnader, samtidig som det vil fjerne flaskehalsen i transformatorkapasitet i Høgefoss og åpne for muligheten for innmating av ny produksjon i underliggende 22 kv-nett. En forenkling er også hensiktsmessig med tanke på standardiseringshensyn i AEN sitt nett. NVE konstaterer at KSU-ansvarlig i Vestfold og Telemark, Skagerak Nett, er positive til tiltaket og mener det vil styrke forsyningssikkerheten i området og muliggjøre tilknytning av småkraft i Nissedal. AEVK har omsøkt to alternative traseløsninger for ny kraftledning. Begge de omsøkte alternativene gir vesentlige reduserte tap og driftskostnader i nettet. Trasealternativ 2 er noe kortere og gir derfor lavere investeringskostnader. Ut fra et økonomisk og driftsmessig perspektiv mener derfor NVE at primært omsøkt trasealternativ 2 er den beste løsningen. 3.2 Vurdering av visuelle virkninger, arealbruk og friluftsliv Kraftledningens synlighet avhenger av hvilken landskapstype den går gjennom, i hvilken grad topografi og vegetasjon kan skjule den, og hvorvidt den er eksponert fra områder hvor mennesker ferdes. I fagutredningen er det gjort egne vurderinger av påvirkning på landskapet. I slike vurderinger legges det vekt på om en kraftledning går gjennom landskap som vurderes å ha stor landskapsmessig verdi. Noen landskap tillegges større verdi enn andre, dermed vil konsekvensene for landskapet variere siden kraftledningen går gjennom forskjellig landskapstyper. Omfanget av landskapspåvirkningen må vurderes i lys av hvor mange som ferdes i landskapet og hvor ofte. Hva som skal tillegges vekt når det gjelder visuelle virkninger av en ny 132 kv kraftledning er

15 Side 13 avhengig av hvilke interesser som er knyttet til de ulike strekningene ledningen går igjennom. Områder hvor mennesker bor og ferdes daglig, og som er mye brukte friluftsområder er eksempler på områder hvor de visuelle virkningene får mer omfattende konsekvenser enn mindre brukte områder. Synlighet fra verdifulle kulturmiljø, er også et viktig kriterium for å vurdere konsekvensen av landskapspåvirkningen. Slike områder kan være viktige for friluftsliv og reiseliv. Disse interessene vil derfor overlappe hverandre og bør sees i sammenheng. Det er viktig å understreke at opplevelsen av visuelle virkninger i stor grad vil være subjektiv. For noen mennesker vil en kraftledning oppleves sjenerende så lenge den er mulig å se, mens andre opplever andre landskapselementer som mer fremtredende og legger mindre merke til kraftledninger. Ofte oppleves denne typen inngrep som mindre iøynefallende etter noen år, når omgivelsene har vennet seg til det. I beskrivelsen av visuelle virkninger må det derfor skilles mellom synligheten av anlegget og opplevelsen av det som et landskapselement. I noen tilfeller vil landskapsverdiene i seg selv utgjøre det viktigste vurderingsgrunnlaget, i andre tilfeller vil brukerinteresser knyttet til kulturmiljø, friluftsliv eller annet tillegges vesentlig vekt ved vurdering av de ulike alternativene og delstrekningene. Virkninger for reiseliv er i liten grad knytet til en enkelt delstrekning, men til kraftledningen som helhet. Kun en høringspart har kommentert på forholdet til reiseliv. Telemark fylkeskommune uttaler at fram til Dynjanfoss er fylkesvei 512 tilkomstvei til jettegrytene, som er et av Nissedal sine attraktive og markedsførte turistmål. Det påpekes at landskapsinngrep langs vassdraget kan ha konsekvenser for opplevelsen av omgivelsene på vei til og fra jettegrytene. Landskapet i tiltaksområdet består i stor grad av skogkledde lier og furumoer, med vassdrag og myrer som skaper lysninger og åpner opp landskapet. Flere av fjellsidene rundt er med sine bratte og blankskurte fjellsider tydelige elementer i landskapet. I følge fagutredningen har få deler av landskapet i tiltaksområdet kvaliteter eller særegenheter som skiller seg ut i sammenlikning med tilsvarende landskapsrom. Fagutreder mener likevel at landskapet er rikt på idyller. Kulturlandskapet ved Haugsjå og vassdragsnaturen med rolige vann, brusende elver og tydelige spor etter fløtningstida trekkes spesielt frem. Landskapet i planområdet vurderes av fagutredningen til å ha middels verdi Ny Høgefoss transformatorstasjon Brekka Alle ledningstraseene starter ved omsøkt ny Høgefoss transformatorstasjon. På grunn av mye skjermende vegetasjon er området rundt transformatorstasjonen lite eksponert fra bebyggelsen lenger ned i dalen. Ryddegate for alternativ 1.0 vil likevel kunne bli synlig for noen av boligene på nordsiden av elva. Ryddegate for samtlige alternativer vil bli synlig fra høyereliggende områder som Sundsfjellet. Dagens situasjon med fire parallelle ledninger med ryddegate utgjør et betydelig inngrep i landskapet på nordsiden av elva. På grunn av et skjermende skogbelte er derimot dagens ledninger lite synlige fra sørsiden av elva. Trasealternativ 1.0 for ny ledning krysser elva lenger sør enn dagens ledning og følger elvekanten et godt stykke. Ved elvekryssingen mener derfor NVE at ledningen vil bli mer synlig enn tidligere. Alle de nye ledningsalternativene er planlagt på sørsiden av dagens 66 kv-ledninger. Alternativ 1.0 vil medføre et betydelig inngrep mellom eksisterende kraftledninger og elva. Dette er et område som det under NVEs folkemøte og i innkommende høringsuttalelser har blitt beskrevet som et viktig friområde for beboerne på Brekka. Selv om eksisterende 22 kv-ledning blir stående, vil ryddebeltet bli betydelig redusert når dagens 66 kv-ledninger saneres. NVE mener derfor at alternativ 1.0 samlet sett betyr en

16 Side 14 forbedring sammenliknet med dagens situasjon. Grunneier Egild H. Gundersen mener i sin uttalelse til søknaden at både alternativ 1.0 og 2.0 vil være en forbedring sammenliknet med i dag. Samtidig mener han at disse alternativene kommer til å ha negativ innvirkning på friområdet og båndlegge verdifull tomtegrunn som vil være av stor samfunnsmessig betydning. Alternativ 2.0 krysser Nidelva lenger mot vest, og får derfor større avstand til boligene på Brekka. Vegetasjonen vil også bidra til viktig skjerming slik at den visuelle virkningen blir liten sett fra boligene. NVE mener saneringseffekten og den økte avstanden til boligene vil ha en positiv innvirkning på bomiljøet på Brekka. NVE vurder samtidig at alternativ 2.0 også vil berøre friområdet på Brekka, men da i mindre grad enn alternativ 1.0. Alternativ 2.0 kommer nærmere en fritidsbolig på Lillemo. Synligheten av ledningen for fritidsboligen vil bli større enn det som er tilfellet i dag. Eier opplyser at han tar sikte på å rehabilitere fritidseiendommen og flytte den nærmere elva i løpet av de kommende årene. I høringsuttalelse til søknaden uttrykker han som de andre på Brekka ønske om at alternativ 2X skal omsøkes. Hvis dette ikke er aktuelt foretrekker han alternativ 1.0 da dette vil få større avstand til fritidsboligen enn alternativ 2.0. Ved en eventuell konsesjon til alternativ 2.0, mener NVE det er viktig at det spares en vegetasjonsskjerm for å bøte på den negative visuelle virkningen ledningen vil ha. AEVK beskriver i søknad av april 2015 alternativ 2X. Dette alternativet ble utredet, men ikke omsøkt da det ble vurdert som et teknisk og visuelt dårlig alternativ. I forbindelse med høringen av søknaden mottok derimot NVE mange innspill fra grunneiere og beboere på Brekka som mente at alternativ 2X er et visuelt akseptabelt alternativ, med veldig positiv effekt for bomiljøet på Brekka. Dette ble også tatt opp på folkemøtet. Det ble understreket på møtet at en slik løsning ville utløse merkeplikt i form av rød og hvit mast og blåser av hensyn til luftfart, noe som vil gjøre ledningen mer synlig. Beboerne på Brekka og i området ellers, påpekte at de heller ville ha en rød og hvit mast på toppen av Sundsfjellet, enn ledningen rett forbi husene sine. AEVK utredet på bakgrunn av dette et nytt alternativ på strekningen mellom Høgefoss transformatorstasjon og Brekka. Alternativ 2XA går i samme trasé som alternativ 2.0 ut fra transformatorstasjonen, men fortsetter videre over Motjønnmoen før det skrår svakt nordover (Fig. 3). En 132 kv kraftledning med ryddegate vil medføre et betydelig arealinngrep på Motjønnmoen. NVE mener likevel at ledningen vil få god dekning fra skogen og dermed ikke bli et veldig synlig element i landskapet. Fra Motjønnmoen går ledningen i et langt spenn over fylkesvei 41 opp til Sundsfjellet, hvor det etter hvert møter trasé for alternativ 2.0. Alise Moen Bjørntvedt mener alternativ 2XA er et veldig godt alternativ til ny ledningstrase. Grunneier på Brekka, Per Arild Brekke, roser i sin uttalelse til tilleggssøknaden AEVK for å være imøtekommende og løsningsorienterte. Etter hans mening er alternativ 2XA det beste alternativet for ny trasé. Alternativ 2XA vil i langt større grad enn alternativ 2X følge landskapet og er ikke et automatisk merkepliktig luftfartshinder. I sin høringsuttalelse til tilleggssøknaden bemerker likevel Forsvarsbygg at Luftfartstilsynet kan kreve at spennet allikevel skal merkes. Luftfartstilsynet har på direkte henvendelse fra AEVK bekreftet at de vil kreve at spennet over Nidelva skal merkes som luftfartshinder. NVE konstaterer at et pålegg om merking for luftfart vil gjøre at ledningen blir noe mer synlig i landskapet. NVE merker seg imidlertid at beboerne på Brekka anser en ledning rett forbi husene som en større belastning enn en visuelt mer synlig ledning på avstand. NVE mener at det er viktig å vektlegge innbyggernes oppfatning og mener at 2XA er en akseptabel løsning. NVE oppfordrer AEVK og Luftfartstilsynet til å komme frem til en løsning som er akseptabel for luftfarten, men som samtidig ivaretar hensynet til landskapet og omgivelsene.

17 Side 15 Figur 3: Visualisering av alternativ 2XA med luftfartsmerking sett fra boligfeltet på Brekka Brekka-Dynjanfoss Alternativ Fra Brekka i retning Dynjanfoss vil alternativ 1.0 gå på nordsiden av eksisterende 22 kv-ledning. Unntaket er det siste stykket fra Eikhom til Dynjanfoss hvor ledningen vil bygges i eksisterende trasé for dagens 66 kv-ledninger. Fagutredningen beskriver at traseen følger landskapet på en god måte, med unntak av noen enkelte punkter. Ryddegaten ved Haugsjå må utvides på nordsiden av eksisterende ledning, noe som gjør at det ikke er plass til å la det stå igjen en vegetasjonsskjerm på bergknausen (Figur 4). NVE mener at sett fra Haugsjå, vil en ny 132 kv-ledning etter alternativ 1.0 bli mer synlig i landskapet enn hva som er tilfellet med dagens 66 kv-ledninger. Ved Stemtjønnlia øst for Haugsjå krysser dagens ledninger og alternativ 1.0 et område som er regulert til fremtidige fritidsboliger. Egild H. Gundersen sier i sin uttalelse til tilleggssøknaden at alternativ 1.0 vil ha negativ innvirkning på hytteområdet ved Stemtjønn og landskapsbildet i Haugsjågrenda. Han synes derfor at alternativ 2X er den beste løsningen for ny ledning.

18 Side 16 Figur 4: Visualisering av alternativ 1.0 med ryddegate ved Haugsjå. Ved Halsteinberga er det utfordrende å legge ledningen parallelt med eksisterende, da det her er et svært bratt og ulendt terreng. En ny 132 kv-ledning her vil komme nærme veien og bli godt synlig. AEVK har derfor søkt om å bygge ledningen etter alternativ 1.1 fra Halsteinberga til Eikhom. Traseen følger i stor grad telefonledningen på sørsiden av Halsteinkilen, men krysser veien og vannet på to steder. NVE mener at på noen strekninger ved Storemoen og Timmernesmoen vil en ny ryddegate og ledning bli synlig fra veien. NVE mener samtidig at dette ikke vil føre til store endringer i landskapsbildet. Alternativ 1.1 vil føre til nye arealbeslag, men samtidig gå i et område hvor det allerede er noen eksisterende inngrep. Fra Eikhom til Dynjanfoss kraftverk følger ny ledning traseen for dagens 66 kv-ledninger. NVE mener at en ny 132 kv-ledning som erstatning for dagens ledninger på denne strekningen ikke vil ha noen negative konsekvenser for landskapet. Alternativ Fra Brekka og over Sundsfjellet går alternativene 2XA og 2.0 videre i retning Berlifoss kraftverk. Terrenget på denne strekningen består av kupert furuskog, med få andre inngrep enn bilveien, kraftverket og kraftledningen. En 132 kv-kraftledning vil føre til en utvidelse av eksisterende ryddebelte med 10 meter. NVE mener likevel at en ny ledning i traseen til dagens 66 kv-ledning kun vil gi små visuelle endringer sammenlignet med i dag, da det allerede går en 22 kv og 66 kv kraftledning her. Dagens 66 kv-ledning vil bli revet når ny 132 kv-ledning er satt i drift, og deler av ryddegaten vil da kunne gro igjen. Fra Berlifoss kraftverk går ledningen over Øyfjellet og krysser over Kjellarfoss. I følge fagutredningen utpeker området rundt Berlifossen seg som et verdifullt og flott landskapsrom. Området er et populært turområde med badeplass, kontrastfylte landskapselementer og kulturminner fra fløtningstida. Fagutredningen peker spesielt på at ledningen vil kunne bli synlig der den går over kanten mot Øyfjellet. Selv om ledningen blir synlig der den krysser over Øyfjellet, mener NVE at den i stor grad

19 Side 17 vil ha god bakgrunnsdekning og kamufleres av fargene i landskapet. På folkemøtet i april kom det inn forslag om å legge ledningen lavere i terrenget enn omsøkt løsning. AEVK har sett på muligheten for å legge ledningen langs veien inn til Dam Kjellarfoss, og konkluderte med at dette ikke er teknisk mulig. Det ble i tillegg sett på muligheten for å legge ledningen på en hylle noe lavere i terrenget. Dette alternativet ville derimot betydd at ledningen måtte krysse Kjellarfoss lenger sør, slik at traseen ville blitt liggende på kanten av ryggen på vestsiden av dalen, og dermed blitt veldig synlig fra lanskapsrommet i sør. I tilleggssøknaden skriver AEVK at grovprosjekteringen viser at det er mulig å redusere antall master i forhold til hva som er vist i figur 5. NVE mener på bakgrunn av dette at omsøkt alternativ over Øyfjellet er det beste alternativet av hensyn til landskapet. Figur 5: Visualisering av alternativ 2.0 over Øyfjellet. Sett fra Kjellarfoss vil ifølge fagutreder landskapsvirkningene være mindre enn ved Berlifoss. Ledningen vil krysse høyt over det smale landskapsrommet og vil kunne sees som silhuett mot himmelen. NVE mener kraftledningen ikke vil påvirke landskapet ved Kjellarfoss i stor grad, da det allerede er preget av kraftutbyggingen. Fra Kjellarfoss går alternativ 2.0 videre gjennom urørt terreng i retning av Nybuberga. I følge fagutredningen vil ikke ledningen være synlig fra Haugsjå, men den vil kunne være synlig fra høyereliggende områder i influensområdet. Omsøkt trasé skrår deretter mot nordvest, kommer inn på østsiden av Sandemoen og krysser vannet over til Timmernesmoen. Her møter traseen alternativ 1.1 og følger dette og alternativ 1.0 inn til Dynjanfoss kraftverk. Fra Nybuberga til Timmernesmoen går traseen for det meste gjennom skog som gir god skjerming fra alle kanter. NVE mener at alternativ 2.0 og 2.2 på strekningen vil ha små konsekvenser for landskapet Oppsummering Landskapsmessig mener NVE at alternativ 2.0 er det beste alternativt på strekningen mellom Høgefoss transformatorstasjon og Brekka. Samtidig har NVE forståelse for at beboerne og grunneiere på Brekka ønsker alternativ 2XA slik at en ny ledning legges utenom bo- og friområdet. I NVEs vurderinger av trasealternativ mellom Høgefoss transformatorstasjon og Brekka, er derfor beboernes og grunneiernes innspill viktige kriterier.

20 Side 18 Videre fra Brekka til Dynjanfoss mener NVE at det omsøkte tiltaket med samordning til én enkelt 132 kv ledning for det meste vil ha en positiv konsekvens for landskapet. NVE mener likevel at en ny 132 kv-ledning parallelt med dagens trasé på enkelte strekninger vil kunne gi landskapsmessig dårligere løsninger enn hva som er tilfellet i dag på grunn av plassutfordringer i traseen. NVE er enig med Fylkesmannen i Telemark om at en ny 132 kv-ledning etter alternativ fra Brekka til Dynjanfoss vil være det beste for landskapet. Dette alternativet vil for en stor del gå gjennom skogkledde områder og vil få god skjerming. En ny ledning etter dette alternativet vil også få større avstand til fylkesvegen og bebyggelsen, noe som vil være viktig for den opplevde synligheten av ledningen. Alternativ er i tillegg kortere enn alternativ , som har behov for en 1,3 km lang avgreining fra Brekka til Berlifoss kraftverk. Utover at ledningen vil kunne bli visuelt synlig i landskapet, vurderer NVE at den nye 132 kvledningens innvirkning på utøvelsen av friluftsliv i området vil være ubetydelig. 3.3 Vurderinger av virkninger for kulturminner og kulturmiljø Generelt har regionen hvor tiltaket planlegges flere kulturminner i form av gravhauger, fangstanlegg og spor etter ødegårder. Tidligere var tømmerfløting av stor betydning, og det er flere spor etter dette langs vassdraget inn mot Dynjanfoss kraftstasjon. Fagutredningen konkluderer imidlertid med at ingen av de omsøkte traseene for ny kraftledning vil komme i konflikt med kjente fredete kulturminner. NVE har gjort søk i Riksantikvarens database, Askeladden, og har ikke funnet noen registrerte kulturminner utover det som er oppgitt i søknaden. Telemark fylkeskommune sier i sin høringsuttalelse til konsesjonssøknaden at de heller ikke har opplysninger om automatisk fredete kulturminner innenfor de planlagte tiltakene. Deler av de omsøkte traseene har allerede blitt registrert for kulturminner i forbindelse med tidligere fornying av eksisterende ledning. På de uregistrerte strekningene av omsøkte ledningstrasé og tiltaksområder, vil Telemark fylkeskommune i medhold av kulturminnelovens 9 utføre en arkeologisk registrering. Dersom konsesjonsbehandlingen gjennomføres før utredningsplikten etter 9 er oppfylt, krever fylkeskommunen at det må settes vilkår om at undersøkelser etter 9 må være oppfylt innen tiltaket kan bli iverksatt. NVE vil ikke pålegge at undersøkelser etter kulturminnelovens 9 skal være gjennomført før konsesjonsvedtaket. NVE vil ved en eventuell konsesjon sette vilkår om en miljø-, transport- og anleggsplan, og ved godkjenning av denne skal forholdet til 9 undersøkelser være avklart. Eventuelle direkte konflikter mellom det planlagte tiltaket og automatisk fredete kulturminner må avklares gjennom en dispensasjonssøknad etter kulturminneloven, alternativt må traseen justeres for å unngå konflikt. Skulle AEVK i anleggsfasen støte på ukjente automatisk fredete kulturminner i tiltaksområdet skal alt arbeid øyeblikkelig stanses, jf. kulturminneloven 8, annet ledd, og kulturminnemyndighetene varsles. NVE forutsetter at AEVK oppfyller kravene i kulturminneloven, og gjør oppmerksom på at det er tiltakshaver som står ansvarlig for at fredete kulturminner ikke skades. 3.4 Vurdering av naturmangfold I dette kapittelet vil NVE gjøre en vurdering av konsekvenser for naturmangfoldet for den omsøkte oppgraderingen av Høgefossnettet. NVE vil også vurdere belastningene for naturmangfoldet opp mot naturmangfoldloven. Naturmangfoldloven legger føringer for myndighetenes behandling når det vurderes å gi tillatelse til anlegg som kan få betydning for naturmangfoldet. I NVEs vurdering av søknaden legger vi til grunn bestemmelsene i De omsøkte tiltakene skal vurderes i et helhetlig og langsiktig perspektiv,

21 Side 19 der hensynet til forsyningssikkerhet, muligheter for økt fornybarproduksjon og eventuelt tap eller forringelse av naturmangfoldet på sikt avveies jf. naturmangfoldloven 7, jf Naturmangfoldloven 8 krever at beslutninger som berører naturmangfold skal bygge på tilstrekkelig kunnskap om arters bestandssituasjon, naturtypers utbredelse og økologiske tilstand, samt effekten av påvirkninger. Dette kravet skal stå i et rimelig forhold til sakens karakter og risikoen for at naturmangfoldet blir skadet. Kunnskapsgrunnlaget i denne saken bygger på beskrivelse av tiltaket og vurdering av konsekvenser i søknaden og miljørapporten, og mottatte tilleggsutredninger og tilleggssøknad. Som grunnlag for fagutredningens vurderinger er det samlet inn informasjon om naturverdier i det influensområdet som antas å kunne bli berørt av tiltaket. For vegetasjon er det samlet inn informasjon ca. 100 meter utenfor de planlagte traseene. For fugl med fokus på rovfugl er det samlet inn informasjon ca. 5 km fra tiltaket. Kunnskapsgrunnlaget baseres på befaringer i området og kontakt med representanter fra Fylkesmannen i Telemark og Nissedal kommune, samt søk i Naturbase og Artskart. Gjennom søk i Miljødirektoratets database, Naturbase, har NVE ikke funnet at det er registrert noen spesielle naturverdier som sårbare naturtyper, arter eller verneområder innenfor influensområdet. Fagutreder har fått bekreftet fra Fylkesmannen i Telemark at det ikke er noen pågående verneprosesser for området. Tiltaket er også blitt sjekket opp mot eksisterende miljøregistreringer i skog (MiSkartlegging). NVE mener at kunnskapsgrunnlaget i denne saken er tilstrekkelig for å gjøre en vurdering av mulig skade på naturmangfoldet, jf. 8 i naturmangfoldloven. Fugl og dyreliv Generelt vil aktivitet i anleggsfasen og terrenginngrep kunne forstyrre fugl og annet dyreliv, og medføre at fugl og annet vilt trekker bort fra områdene hvor aktiviteten foregår. Fuglearter som er sårbare for forstyrrelser vil kunne oppgi hekkingen dersom aktiviteten vedvarer. Fugle- og dyrearters yngletid vil generelt være en særlig sårbar periode. Forstyrrelser kan også føre til at rastende fugler ikke finner ro, og i langvarige kuldeperioder vil overvintrende fuglearter være ekstra sårbare. I driftsfasen er det hovedsakelig fugl som kan bli negativt påvirket gjennom fare for kollisjon med linene. Hva som faktisk vil skje dersom ledningen bygges i traseen det er søkt om er vanskelig å forutsi, fordi graden av forstyrrelser vil kunne ha stor betydning. Fugl reagerer også ulikt på forstyrrelser. I noen tilfeller er det registrert at rovfugl fortsetter hekking selv om anleggsarbeid pågår, mens det i andre tilfeller er registrert at reir blir forlatt. For arter som elg, rådyr, hare, rev og gaupe som oppholder seg i tiltaksområdet vil effektene av kraftledningene trolig være størst i anleggsfasen, da bruk av maskiner og økt ferdsel vil kunne ha en viss negativ effekt på dyrelivet. I driftsfasen vil påvirkningen i all hovedsak begrense seg til kraftledningsgaten. Kraftledningsgaten kan ha en positiv virkning på hjortevilt, ved at lauvoppslag i ryddebeltet gir forbedret beite sammenlignet med tilstanden før ledningen ble anlagt. For fugl mener NVE at det omsøkte tiltaket vil kunne ha en positiv konsekvens da antall og lengde med ledning reduseres. Konsekvensen for øvrig dyreliv vil etter NVEs vurdering ikke endres sammenliknet med i dag. NVE har undersøkt området opp mot Artskart og funnet flere registreringer av rødlistede fulgearter. Dette gjelder blant annet rosenfink (VU/sårbar) og stjertand (VU/sårbar). Ingen av disse registreringene er gjort i nærheten av de omsøkte traseene, og NVE mener at disse artene ikke vil bli

22 Side 20 berørt av tiltaket. Flere av registreringene er også av eldre dato, og det er uvisst om forekomsten fortsatt finnes. I en avstand på 1-5 km fra tiltaket er det registrert tre hekkelokaliteter for hubro (EN/truet). I tillegg til dette kommer eventuelle ukjente reirplasser. Fylkesmannen i Telemark skriver i sin høringsuttalelse til tilleggssøknaden at det er blitt hørt hubro vest for Brekka. Videre skriver de at per i dag er det usikkerhet rundt aktiviteten i området og at det ikke er kjennskap til en eventuell reirlokalitet. Det er i hovedsak elektrokusjon av ledninger opp til 66 kv som tar livet av hubroen. Hubroen dør som følge av strømgjennomgang når den sitter på traversen og slår vingene borti to faser eller en fase og jord samtidig. Hubroen er var for forstyrrelser ved hekkelokaliteten. Anleggsarbeid og hogst av skog kan gjøre at den avbryter hekkingen og kanskje vil oppgi hekkelokaliteten for fremtiden. Ingen av de tidligere registrerte hekkelokalitetene ligger i nærheten av tiltaksområdet. Med mindre det finnes ukjente og nyetablerte hekkelokaliteter i eller i umiddelbar nærhet til den omsøkte ledningens ryddegate, mener NVE det i hovedsak vil være i anleggsfasen at hubro eventuelt vil kunne bli forstyrret. For hubro vil alternativ 2.0 ha noe mindre negativt omfang enn alternativ 1.0 da avstanden til hekkelokaliteten er større. Hekkeplass for fiskeørn (NT/nær truet) og hønsehauk (NT/nær truet) er registrert meter fra den omsøkte ledningen. I følge fagrapporten er det ikke kjent hvor stor aktivitet det er i reirlokalitetene, men det antas at de jevnlig er i bruk. Rovfuglene hekker stort sett i gamle trær som brukes i mange år, og det bør derfor så langt det lar seg gjøre unngås å hugge slike reirtrær i forbindelse med anleggsarbeidet. Anleggsarbeidene vil kunne være forstyrrende og føre til at en eventuell hekkelokalitet oppgis. NVE mener at arbeid i nærheten av aktive reir, så langt det lar seg gjøre bør unngås i hekkeperioden, og vil sette krav om at AEVK i MTA-planen skal beskrive hvordan dette skal unngås. Lokalitet for vandrefalk (LC/livskraftig) og musvåk (LC/livskraftig) er registrert ca. 1 km fra tiltaket. Kongeørn (LC/livskraftig) er registrert 3-4 km unna. NVE vurderer at disse grunnet avstanden i vesentlig grad ikke vil bli forstyrret som følge av anleggsarbeidet. I driftsfasen vil kraftledningen kunne utgjøre en kollisjonsfare for fugl. Rovfugler er gode flygere, noe som reduserer sannsynligheten for kollisjoner. Imidlertid jakter de fleste rovfuglartene i lufta, og mange arter slår byttet i lufta eller på bakken i høy hastighet. Rovfugl kan derfor være utsatt for kollisjon når de seiler eller slår byttet. NVE mener at en ny 132 kv ledning, uavhengig av traséalternativ, vil kunne utgjøre en kollisjonsfare for fugl i området, men at tiltaket samlet sett utgjør en forbedring sammenliknet med i dag. En oppgradering av nettet gir en reduksjon av antall ledninger, noe som også betyr en reduksjon i antall kollisjonsmomenter. Fylkesmannen i Telemark sier i sin uttalelse at en ny ledning etter alternativ vil ha lavere sannsynlighet for fuglekollisjoner da dette i mindre grad går gjennom nye områder. Samtidig vil dette alternativet gjennom store deler av traseen gå parallelt med eksisterende 22 kv ledning. Dette vil gi liner i forskjellig høyde, noe som øker faren for kollisjon mellom linene og fugl. På bakgrunn av dette, og at det er 1,3 km kortere, mener NVE at alternativ (2XA)-2.0A vil ha minst konsekvenser for fugl til tross for at det i noe større grad går gjennom nye områder. AEVK har søkt om å bygge den nye ledningen med portalmaster med planoppheng, noe som gir lavere risiko for kollisjon mellom fugl og kraftledningen.

23 Side 21 Naturtyper og inngrepsfrie områder I sin uttalelse til tilleggssøknaden skriver Fylkesmannen i Telemark at det ut ifra flyfoto kan se ut til å være sandfuruskog på Motjønnmoen. Dette vil si furuskog på rein sand med tynt humusdekke, mye lav og få forekomster av lyng. Sandfuruskog er tilholdssted for flere sjeldne sopparter og karplanter, og Fylkesmannen skriver at det særlig er lite hogstpåvirkede områder som kan ha store naturverdier. AEVK har fått utarbeidet et eget notat av 4. desember 2015 om den mulige forekomsten av sandfuruskog på Motjønnmoen. Her konkluderer fagutreder med at det er lite sannsynlig at det finnes verdifull sandfuruskog på Motjønnmoen. Området har relativt kraftig lyngdominans, noe som i stor grad utelukker muligheten for at det finnes kravfulle sopper tilknyttet sandfuruskog. Fagutreder støtter seg også på en NINA-rapport fra 2014 som sier at de verdifulle sandfuruskogstypene er konsentrert til de mest kontinentale delene av Norge, mens Høgefoss ligger innenfor klart oseanisk klimaseksjon der humusdannelsen er relativt høy. Motjønnmoen ligger også i et område med berggrunn som i stor grad består av næringsfattig granitt og gneis, hvor det er lite sannsynlig at jordkjemien legger til rette for kalkrevende arter. I området rundt Høgefoss drives det i tillegg et aktivt skogbruk, og siste hogst på Motjønnmoen var for år siden. Hvis det eventuelt finnes jordboende sopper og spesielle karplanter til tross for det overnevnte, har disse hatt gode muligheter til å spre seg i den homogene skogen siden sist hogst. NVE mener at et eventuelt ryddebelte ikke vil være et stort hinder for spredning og ha små konsekvenser sett opp mot 0-alternativet, som er normal skogdrift. Fylkesmannen i Telemark påpeker at alternativ vil gi tap av INON sone 2 (1-3 km fra tyngre tekniske inngrep) med 55 dekar, mens alternativ ikke vil gi tap av INON. Regjeringen har avviklet INON, «Inngrepsfrie naturområder i Norge», som verktøy i arealforvaltningen, men det skal fortsatt gjøres en vurdering av hvordan tiltak vil påvirke «store sammenhengende naturområder med urørt preg», heretter kalt store urørte naturområder. Opplevd urørthet er av verdi for friluftsliv, hvor det å bevege seg i og oppleve urørt natur verdsettes av mange. Vi ser i tillegg at skog som ligger innenfor store urørte områder kan være mindre utsatt for hogst, har lenger kontinuitet og dermed et større antall gunstige livsmiljøer for de mange artene som er avhengig av død ved i ulike nedbrytningsstadier. Urørthet kan altså brukes som indikator på andre verdier. Store urørte områder har også en egenverdi som en viktig del av norsk identitet og naturarv. Mellom Kjellarfossen og Nybu vil alternativ gå gjennom et område som ikke er direkte preget av inngrep. Øvrige deler av traseen går derimot gjennom områder som allerede er preget av større inngrep. Etter NVEs vurdering vil derfor trasealternativ i liten grad påvirke opplevelsen av urørthet i området. Etter NVEs vurdering vil de samlede konsekvensene for naturtyper og vegetasjon være små, dersom det utøves varsomhet under skogrydding, fundamentering av master og ferdsel. For vegetasjon er det anleggsfasen som medfører størst ulemper på grunn av kjøring i terrenget. NVE mener at AEVK vil kunne ta hensyn til dette ved å bruke maskiner med lett marktrykk og prøve å unngå arbeider i våte perioder som under og rett etter snøsmeltingen. Ved en eventuell konsesjon vil NVE stille vilkår om at arbeidene skal beskrives i en miljø-, transport og anleggsplan. I driftsfasen vil de direkte konsekvensene for naturtyper og vegetasjon i hovedsak dreie seg om mastefestene, skogryddebeltet og eventuelle kantsoneeffekter Naturmangfoldloven 9 føre-var-prinsippet Som følge av at kunnskapsgrunnlaget er vurdert til å være tilstrekkelig, og at NVE vurderer at ingen arter, verdifulle naturtyper, verneområder eller økosystem som sådan vil være truet av tiltaket, mener NVE at det ikke er behov for å legge føre-var-prinsippet til grunn, jf. naturmangfoldloven 9.

24 Side Samlet belastning på økosystemer, 10 Etter naturmangfoldloven 10 skal påvirkningene av et økosystem vurderes ut fra den samlede belastningen det er eller vil bli utsatt for. I følge forarbeidene (Ot.prp. 52 ( ) s ) er det effekten på naturmangfoldet som skal vurderes i prinsippet om samlet belastning, ikke det enkelte tiltaket som sådan. For å kunne gjøre dette er det nødvendig med kunnskap om andre tiltak og påvirkningen på økosystemet, hvor det både skal tas hensyn til allerede eksisterende inngrep og forventede fremtidig inngrep. Menneskelige inngrep i området er variert og preget av kraftutbygginger, veier, bebyggelse og skogdrift. Det omsøkte tiltaket med oppgradering av Høgefossnettet innebærer sanering av eksisterende 66 kv-ledninger. Sanering av eksisterende ledninger gjør at total ledningslengde reduseres med 8,2-9,5 km og samlet areal som båndlegges ikke øker vesentlig. I Nissedal og Fyresdal kommuner foreligger det ifølge Vest-Telemark Kraftlag planer om flere mindre vannkraftverk. I Nissedal er det også planlagt en ny transformatorstasjon for å kunne tilknytte de planlagte nye kraftstasjonene. De nye planlagte vannkraftutbyggingene ligger i et spredt geografisk område og vil etter NVEs vurdering ikke forsterke virkningene av omsøkt oppgradering av Høgefossnettet Miljøforringelse, miljøforsvarlige teknikker og driftsmetoder, 11 og 12 Naturmangfoldloven 11 tilsier at tiltakshaver skal bære kostnadene ved miljøforringelse. NVE har anledning til å legge føringer i konsesjoner for eventuelle avbøtende tiltak som reduserer virkninger for naturmangfoldet. I følge naturmangfoldloven 12 skal skader på naturmangfoldet unngås ved bruk av driftsmetoder, teknikk og lokalisering som ut fra en samlet vurdering gir de beste samfunnsmessige resultatene. NVE legger til grunn at konsesjonsbehandlingen skal medføre at tiltaket lokaliseres der de samfunnsmessige ulempene blir minst, jf. energilovforskriften 1-2. Samtidig vil NVE i en eventuell konsesjon legge føringer for hvilke avbøtende tiltak AEVK og AEN må gjennomføre for å minimere skadene på blant annet naturmangfoldet. På bakgrunn av dette mener NVE at naturmangfoldloven 11 og 12 er hensyntatt Oppsummering naturmangfold NVE mener kunnskapsgrunnlaget om naturmangfold er tilstrekkelig for å fatte konsesjonsvedtak etter energiloven. NVE vurderer at den omsøkte tiltaket totalt sett ikke vil påvirke naturmangfold vesentlig i driftsfasen. Enkelte kollisjoner mellom fugl og kraftledningen kan derimot forekomme, til tross for at tiltaket betyr en forbedring sammenliknet med i dag. De største ulempene ved kraftledningen vil være knyttet til anleggsfasen, hvor støy og forstyrelser kan fortrenge blant annet fugl bort fra området. Etter NVEs vurdering vil det være liten forskjell i påvirkningen av naturmangfoldet mellom alternativ (2XA) og alternativ , og mener begge alternativ vil ha små virkninger. På strekningen fra Berlifoss til Timmernesmoen vil alternativ (2XA) gå i ny trasé og ha noe større påvirkning på naturmangfoldet enn alternativ , som for det meste går parallelt med dagens ledninger. Til gjengjeld er alternativ (2XA) ca. 1,3 km kortere, noe NVE vurderer at er positivt for den samlede konsekvensen for naturmangfoldet. NVE mener at det er et positivt at dagens 66 kv-ledninger saneres slik at samlet ledningslengde reduseres, og mener belastningen av tiltakene totalt sett ikke vil øke i området sammenlignet med dagens situasjon, jf. naturmangfoldloven 10. Virkningene for naturmangfold kan reduseres dersom

25 Side 23 anleggsarbeidene planlegges godt, og det utvises spesielle hensyn i perioder på året eller områder. Dette ivaretas gjennom vilkår om utarbeidelse av en miljø-, transport- og anleggsplan i en eventuell konsesjon. 3.5 Vurdering av virkninger for skogbruk og landbruk I tiltaksområdet drives det et aktivt skogbruk i hele dalbunnen og så langt opp i liene det er produktiv skog av betydning. I dalsidene er det delvis plantet gran og grusmoene domineres av furu. Fra Ny Høgefoss transformatorstasjon til Brekka går det i dag tre parallelle 66 kv-ledninger som saneres når ny 132 kv ledning settes i drift. Dette gjør at det på denne strekningen ikke vil være behov for å utvide ryddebeltets samlede areal. Medregnet saneringen av dagens 66 kv-ledninger mener NVE at både alternativ 1.0, 2.0 og 2XA vil ha ubetydelige konsekvenser for skogbruket på strekningen fra ny Høgefoss transformatorstasjon til Brekka. Fra Brekka til Hallsteinkilen vil ny 132 kv-ledning etter alternativ 1.0 bygges på nordsiden av eksisterende 22 kv-ledning. Dette medfører en utvidelse av ryddebeltet mot nord. Når ny ledning er satt i drift vil dagens 66 kv-ledninger rives og ledningenes klausulerte ryddebelte vil frigis. Samlet ryddebelte for 132 kv-ledningen og 22 kv-ledningen vil derfor forbli som i dag på ca. 33 meter. Ved Hallsteinkilen og Timmernesmoen hvor ny ledning er omsøkt etter alternativ 1.1, er det skog av middels til høy bonitet. Her må det etableres et nytt ryddebelte på ca. 29 meter. Fra Eikhom til Dynjanfoss vil ledningen følge dagens trasé. Ifølge fagutredningen er den samlede konsekvensen for skogbruket ved alternativ 1.0 ubetydelig sammenlignet med i dag. En kombinasjon av alternativ 1.0 og 1.1, som er AEVK omsøkte alternativ, gir ifølge fagutredningen en samlet en konsekvens på liten negativ for skogbruket. På strekningen fra Brekka til Berlifoss vil ny ledning bygges i trasé for eksisterende 66 kv ledning og parallellføres med 22 kv-ledningen. Ryddebeltet på strekningen vil utvides med ca. 9 meter, slik at det totalt vil være ca. 32 meter. Videre mot Dynjanfoss vil alternativ 2.0 gå gjennom skog av lav til høy bonitet. Ved Nybu hvor omsøkt trasé følger alternativ 2.2 vil ledningen ifølge fagutredningen, gå gjennom skog av høy bonitet. Omsøkt trasé etter alternativ vurderes av fagutreder til å ha en konsekvensgrad på middels negativ for skogbruket. I konsesjonssøknaden av april 2015 var det i vurderingen av konsekvensen for skogbruket ikke tatt høyde for at også trasealternativ innebærer behov for deltrasé 2.0 mellom Brekka og Berlifoss. AEVK har i etterkant fått utarbeidet et notat som tar dette med i beregningen. Dette konkluderer med at alternativ fra Brekka til Dynjanfoss fører til en økning i ryddebeltets areal på m 2. Alternativ mellom Brekka og Dynjanfoss, med avgreining mot Berlifoss kraftverk, får en tilvekst i båndlagt areal på m 2. Netto behov for areal til utvidelse av ryddebeltet er dermed relativt likt for begge alternativer. Selv om alternativ har noe større innvirkning på skogbruket, merker NVE seg at berørte grunneiere likevel mener at dette er det helhetlig beste alternativet. På strekningen over Øyfjellet vil ledningen i tillegg gå over eiendom tilhørende AEVK. AEVK har utredet, men ikke omsøkt to alternative ledningstraseer inn til Dynjanfoss kraftverk etter hovedalternativ 2. I høringsrunden mottok NVE innspill fra grunneier med ønske om at ny ledning skal gå etter traséalternativ 2.0 hele veien til Dynjanfoss. I høringsuttalelsen ble det ikke presisert noen konkret grunn for dette, men ønsket ble under det offentlige møtet begrunnet med hensynet til skogbruket. NVE har forståelse for hver grunneiers ønske om å ivareta god og produktiv skog på sin egen eiendom. Traséalternativ 2.0 er derimot 300 meter lenger og vil båndlegge et større areal enn

26 Side 24 omsøkt trasé. Alternativ vil i tillegg delvis gå i trasé til eksisterende 66 kv-ledninger, noe NVE mener er den god løsning på denne strekningen. Det omsøkte tiltaket vil ikke ha noen påvirkning på landbruket da ingen av traseene går over dyrket mark. Ved befaring registrerte fagutreder sauer på beite. Hensynet til dette kan ivaretas ved å holde god dialog med bruker av beite i anleggsfasen. NVE mener hensynet til jaktinteresser kan ivaretas gjennom dialog mellom utbygger og jegere, og eventuelt at anleggsarbeid unngås i den mest intensive jaktperioden. 3.6 Vurdering av magnetfelt og støy Statens strålevern er ansvarlig myndighet for problemstillinger knyttet til elektromagnetiske felt og helse. NVE forholder seg til anbefalinger fra Statens strålevern og forvaltningspraksis fastsatt av Stortinget. Forvaltningsstrategien anbefaler at en ved etablering av nye kraftledninger bør søke å unngå nærhet til boliger, skoler, barnehager mv. ut fra et forsvarlighetsprinsipp. Ved planer om nye boliger, barnehager og skoler ved kraftledninger eller nye ledninger ved slike bygg stilles følgende krav: Omfanget av eksponering for bygginger som kan få magnetfelt over 0,4 microtesla (µt) i årlig gjennomsnitt skal kartlegges. Tiltak og konsekvenser ved tiltak skal drøftes. Det skal henvises til oppdatert kunnskapsstatus og sentral forvaltningsstrategi. Tiltak for å redusere magnetfelteksponeringen forutsetter små kostnader og må ikke medføre andre ulemper av betydning. Aktuelle tiltak er i første rekke traséendringer og endret lineoppheng. Kostnadskrevende kabling og riving av hus anbefales normalt ikke som forebyggingstiltak. Frykten for helseeffekter er like fullt til stede blant befolkningen. Dette tas på alvor, og det tilstrebes bl.a. derfor å legge kraftledninger i god avstand til boliger i den grad det er mulig, uten at det oppstår andre ulemper av betydning. Det at man har fastlagt en utredningsgrense på 0,4 µt betyr ikke at det ikke kan etableres en kraftledning som medfører at en bygning kan få en magnetfeltbelastning over grenseverdien. Det fokuseres i forskning og forvaltningsstrategi på bygninger der mennesker har opphold over lengre tid, det vil i hovedsak si helårsboliger, skoler og barnehager. Fritidsbebyggelse vil normalt ikke omfattes av de bygninger der det skal vurderes tiltak, fordi en ikke oppholder seg her hele året og vurderingene gjøres på bakgrunn av gjennomsnittlig magnetfeltbelastning over året. For fritidsboliger er det derfor de visuelle virkningene som tillegges størst vekt. I dag går det tre 66 kv-ledninger forbi bebyggelsen på Brekka. Nærmeste bolig ligger på nordsiden av 66 kv-ledningene med en avstand på ca. 20 meter. Grensen på 0,4 µtgår ca. 20 meter fra senter mellom de to nordligste 66 kv-ledningene. Dette betyr at nærmeste bolig i dag har et elektromagnetisk felt på ca. 0,4 µt. Konsesjonssøkt 132 kv ledning vil ha et magnetfelt hvor utredningsgrensen på 0,4 µt går ca. 20 meter fra senterlinjen. Alternativ 1.0 er planlagt å gå ca. 45 meter fra nærmeste bolig på Brekka. Alternativ 2.0 er planlagt å ha en avstand på 70 meter til nærmeste bolig. Ingen boliger vil dermed få et magnetfelt på 0,4 µt eller mer etter noen av alternativene, noe som innebærer en forbedring av dagens situasjon. Fra Brekka og videre inn til Dynjanfoss vil ingen boliger berøres av et magnetfelt på over 0,4 µt.

27 Side 25 Transformatorstasjoner, koblingsanlegg og kraftledninger kan avgi støy i form av en svak knitrende lyd, såkalt koronastøy. Koronastøy kan forekomme i fuktig vær eller når det er frost på linene. For ny Høgefoss transformatorstasjon har AEVK fått utført støyberegninger. Disse beregningene viser at ingen boliger eller fritidsboliger ligger innenfor rød eller gul støysone. Avstanden til nærmeste bolighus er ca. 450 meter, og nærmeste fritidsbolig ligger ca. 90 meter fra den omsøkte transformatorstasjonen. Det forventes ikke å bli noen endringer i støybildet i noen av de øvrige stasjonene hvor det planlegges tiltak. For ytterligere informasjon om transformatorstasjonene viser NVE til kapittel 3.9. I forbindelse med anleggsfasen må det påregnes noe støy. 3.7 Forurensning Telemark fylkeskommune sier i sin høringsuttalelse til søknaden at vassdraget kan oppleve en midlertidig miljøbelastning i anleggsfasen. Fylkeskommunen påpeker at tiltakshaver i anleggsfasen må ha kontroll på overflateavrenning og eventuell erosjonsproblematikk. Tidspunktet for anleggsarbeidet kan også ha innvirkning på vassdragsøkologien. Tiltaksområdet preges av mange små bekker som gir økt fare for at avrenning og utslipp vil føre til forurensning av det akvatiske miljøet. Ved en eventuell konsesjon vil NVE stille krav om at AEVK redegjør i miljø-, transport- og anleggsplanen for hvordan forurensing av vassdraget skal unngås. 3.8 Luftfart Forskrift om merking av luftfarshindre krever at kraftledninger med høyde på 60 meter eller mer må merkes som luftfartshinder, med unntak av luftspenn hvor mindre enn 100 meter sammenhengende lengde er over merkepliktig høyde. Luftspenn med høyde inntil 150 meter over terreng eller vann skal merkes med markører på luftspenn og farge på endemaster. Luftspenn over 150 meter skal i tillegg ha lys på endemaster. Med utgangspunkt i forskriften er det ingen automatisk merkepliktige spenn. Forsvarsbygg påpeker i sin uttalelse til tilleggssøknaden at ifølge 7 i forskrift om rapportering, registrering og merking av luftfartshinder, kan Luftfartstilsynet pålegge merking også for kraftledninger som ikke omfattes av den generelle merkeplikten for luftfartshinder over 60 meter. I en slik vurdering skal det legges særlig vekt på om kraftledningen kan utgjøre en fare for luftfarten. Avinor har ingen kommentarer til søknad og tilleggssøknaden utover at kraftledninger på generelt grunnlag kan utgjøre et hinder for selskaper som opererer lavtflygende fly og helikopter, og oppfordrer tiltakshaver til å ta kontakt med selskaper som opererer med slike luftfartøy. Luftfartstilsynet oppfordrer i sin uttalelse til søknaden AEVK om å innrapportere hele ledningstraseen til Statens kartverk, selv om deler av den skulle ha en høyde under den generelle rapporteringshøyden på 15 meter over bakken. I tillegg oppfordrer de til at ledningstraseen legges så lavt i terrenget at det skaper få eller ingen merkepliktig luftspenn. AEVK sier i sitt svar til høringsuttalelsene at de vil innrapportere hele den endelige ledningstraseen. I forbindelse med tilleggssøknaden av alternativ 2XA, har AEVK kontaktet Luftfartstilsynet med forespørsel om dette alternativet vil bli merkepliktig selv om det er under grensen for automatisk merkeplikt. Luftfartstilsynet har ovenfor AEVK uttalt at de vil kreve at alternativ 2XA skal merkes ved spennet over Nidelva. Dette begrunnes med sikkerheten til helikoptertrafikk, som kan komme til å benytte Nidelva og riksvei 41 som navigasjonspunkter.

28 Side 26 NVE forutsetter at AEVK følger gjeldende forskrift om merking og innrapportering av luftfartshinder og pålegg fra luftfartsmyndighetene, og vil av den grunn ikke sette egne vilkår om dette i en eventuell konsesjon. Samtidig oppfordrer NVE luftfartsmyndighetene og AEVK til å finne gode løsninger for en eventuell merking av ledningen som gjør at den ikke blir mer dominerende i landskapet enn nødvendig. 3.9 Transformatorstasjon og kraftverk Høgefoss transformatorstasjon AEVK og AEN har i fellesskap søkt om å få bygge og drive ny Høgefoss transformatorstasjon. Stasjonen er planlagt etablert på heia ca. 300 meter sør for Høgefoss kraftstasjon. Den nye transformatorstasjonen søkes etablert med ett enkelt utendørs 132 kv bryteranlegg, én ny transformator med ytelse 25 MVA og omsetning 132/22 kv i en ny lukket transformatorcelle dimensjonert for inntil 35 MVA transformatorytelse (Kart 3). Det søkes om å bygge et stasjonsbygg med et innendørs 22 kv bryteranlegg med enkel samleskinne for distribusjonsnettet. AEVK og AEN opplyser at det settes av plass for fremtidig utvidelse av stasjonen. Arealbehovet for ny Høgefoss transformatorstasjon vil være ca m 2 og anlegget vil i sin helhet ligge på AEVKs eiendom. Eksisterende 132 kv- kraftledningen Åmli Høgefoss går i dag over tomta der transformatorstasjonen er planlagt bygget. AEVK og AEN skriver at det kun vil være behov for mindre endringer av traséføringen, men at det vil være behov for å sette inn minst én ny mast på ledningen for å føre den inn til transformatorstasjonen. I anleggsperioden vil det kunne være nødvendig å etablere en midlertidig 132 kv kabelforbindelse rundt den planlagte stasjonen for å unngå innestengt produksjon. Kart 3: Situasjonsplan over Høgefoss. Veialternativ 2 vises med svarte streker. Trasealternativ 2XA er ikke tegnet inn.

29 Side 27 NVE mener den nye stasjonen vil ha en lite eksponert beliggenhet. Mye vegetasjon og høydeforskjeller gjør at stasjonen vil bli lite synlig fra bebyggelsen nede i dalen. For å sørge for at transformatorstasjonen ligger godt skjermet, skriver AEVK og AEN at de i størst mulig grad ønsker å bevare vegetasjonen. Vinkel på traseen inn mot stasjonen vil også være av betydning for hvor godt synlig stasjonen blir fra bebyggelsen nede i dalen. NVE vil ved en eventuell konsesjon stille vilkår om at AEVK og AEN bevarer mest mulig av vegetasjonen rundt stasjonen, slik at den blir liggende med god skjerming mot omgivelsene. Avstanden til nærmeste bolighus er ca. 450 meter. Nærmeste fritidsbolig ligger ca. 90 meter fra den planlagte transformatorstasjonen. Eier av fritidsboligen (gnr. 45/bnr. 137) har uttrykt bekymring for støy og elektromagnetisk felt fra den planlagte kraftledningen og transformatorstasjonen. Utredningsgrensen for elektromagnetisk felt på 0,4 µt vil gå ca. 20 meter fra den omsøkte ledningens senterline. Eksisterende 132 kv ledning mellom Åmli og Høgefoss har et beregnet gjennomsnittlig magnetfelt på 0,4 µt, 29 meter fra senterlinen. For avstander lenger unna senterlinen enn dette, vil magnetfeltet være lavere eller ikke eksisterende. Beregninger for støy viser at fritidsboligen ligger godt utenfor rød eller gul støysone. AEVK og AEN skriver at de for å dempe lydbildet, ser det som hensiktsmessig å plassere ventilasjonsåpninger i ny transformatorcelle slik at de ikke rettes direkte mot boliger og fritidsbebyggelse. NVE mener at virkningen for bebyggelsen vil være minimale ved bygging av ny transformatorstasjon. Adkomst til transformatorstasjonen vil være via veien til Lomsdalen. Fra denne må det etableres en avkjøring inn til stasjonen. AEVK har sett på to mulige alternativer. Veialternativ 1 er ca. 300 meter langt og gir minst skjæring i terrenget. Alternativ 2 er ca. 90 meter langt og vil være brattere og gi noe økt skjæring. Dette er AEVK sin prioriterte løsning. Selv om det krever noe mer grunnarbeid per meter vei, er det betydelig kortere og beslaglegger minst areal. NVE er enig i at alternativ 2 er den beste løsningen. Figur 6: Alternativer for adkomstvei til transformatorstasjonen Høgefoss kraftverk I Høgefoss kraftverk søkes det om å etablere en ny transformator med ytelse 40 MVA og omsetning 132/9 kv. Denne plasseres i eksisterende transformatorcelle til dagens 80 MVA transformator, som fjernes. Nytt nødvendig høyspent apparatanlegg, kontroll- og hjelpeanlegg vil plasseres i bygg hvor dagens 132 kv GIS-anlegg og 22,5 MVA transformator er plassert. Disse anleggene fjernes sammen med 66/5 kv transformator og 66 kv-koblingsanlegg. AENs 66/22 kv transformator utgår også, men

30 Side 28 vil inntil videre bli lagret på nåværende plassering og benyttes andre steder i nettet på sikt. NVE mener disse endringene vil ha ubetydelige konsekvenser for allmenheten. Transformatorcelle til dagens 80 MVA transformator ligger ca. 10 meter fra Nidelva (Kart 3). AEVK skriver at de i detaljprosjekteringen vil vurdere ekstra tiltak for å hindre oljelekkasje og avrenning mot Nidelva. Dette innebærer også kontroll og inspeksjon av eksisterende oljegrop og transformatorcelle. NVE forutsetter at AEVK følger forurensningslovens bestemmelser, og vil ved en eventuell konsesjon stille vilkår om at tiltak beskrives i en miljø-, transport- og anleggsplan Berlifoss kraftverk I Berlifoss kraftverk søkes det om å etablere et nytt 132 kv utendørs bryterfelt og å installere en ny transformator med ytelse 13 MVA og omsetning 132/6,6 kv i eksisterende transformatorcelle. Dagens 13 MVA transformator fjernes. Nytt bryterfelt vil bli liggende på en flate på motsatt side av veien for dagens stasjonsbygg og tilknyttes nettet via en T-avgreining (Figur 7). Koblingsanlegget vil bli gjerdet inn og knyttet til ny transformator med en 132 kv kabel lagt i kulvert eller grøft. Arealbehovet for det nye anlegget vil være 340 m 2 og det vil i sin helhet ligge innenfor AEVK sin eiendom. Nærmeste nabo er ca. 550 meter sørøst for kraftverket. Det omsøkte anlegget ligger i tilknytning til eksisterende stasjonsbygg på et godt skjermet område, og en utvidelse med et nytt utendørs bryterfelt i Berlifoss kraftverk vil etter NVEs mening ikke før til negative virkninger av betydning for omgivelsene. Figur 7: Berlifoss kraftverk. Illustrasjon til høyre viser 132 kv-ledning med T-avgrening og plassering av nytt bryterfelt er merket med oransje farge Dynjanfoss kraftverk I Dynjanfoss kraftverk søkes det om å etablere et nytt utendørs 132 kv bryterfelt. Det nye bryteranlegget vil plasseres på ei gresskledd slette på sørsiden av veien (Figur 8). Anlegget vil ligge inne på AEVK sin eiendom og beslaglegge ca. 340 m 2. Nærmeste bolig ligger ca. 650 meter øst for kraftverket. NVE mener at et nytt bryterfelt på sørsiden av veien vil bli godt synlig for brukere av veien. Samtidig medfører nytt 132 kv bryterfelt at nåværende 66 kv felt kan saneres og det vil dermed totalt sett ikke bli flere felt. Tilkobling mellom transformator og nytt bryterfelt gjøres med kabel under veien. NVE mener det nye anlegget vil få et ryddig preg. Medregnet den positive effekten ved sanering av dagens anlegg mener NVE at omsøkte tiltak ikke vil endre virkninger for landskapet og opplevelsen av området sammenlignet med i dag.

31 Side 29 Figur 8. Område markert med oransje viser plassering av nytt 132 kv bryterfelt. Dagens anlegg saneres. 4 NVEs konklusjon og vedtak NVE har vurdert AEVKs og AENs søknad om å få bygge ny Høgefoss transformatorstasjon, og AEVKs søknad om å bygge en ca. 7,7 9,0 km lang luftledning fra Høgefoss til Dynjanfoss, samt gjøre oppgraderinger i stasjonsanlegg tilknyttet kraftverkene Høgefoss, Berlifoss og Dynjenfoss. Det eksisterende 66 kv-nettet har snart nådd teknisk levealder, og en reinvestering er etter NVEs vurdering nødvendig før å unngå at det oppstår feil i nettet. En oppgradering av nettet til 132 kv vil gi lavere tapskostnader og fjerne flaskehalsen i transformatorkapasitet i Høgefoss. NVE mener også at tiltaket vil styrke forsyningssikkerheten i området og muliggjøre tilknytning av småkraft i Nissedal. Oppgraderingen av nettet gjør at dagens 66 kv-ledninger kan rives, noe som gir en samlet reduksjon i ledningslengde med 8,2 9,5 km. NVE mener en reduksjon av antall ledninger og ledningslengde vil være en klar forbedring sammenliknet med i dag. NVE mener at trasé etter alternativ 2XA fra ny Høgefoss transformatorstasjon, via Berlifoss til Dynjanfoss samlet sett vil være den traseen som gir minst ulemper. Fra ny Høgefoss transformatorstasjon til Brekka mener NVE at alternativ 2.0 vil være det som synes minst i landskapet. Samtidig er det lokalt et sterkt ønske om at ny ledning skal bygges etter trasealternativ 2XA. Dette vil bedre boforholdene på Brekka og frigjøre et område regulert til boligformål. Begge alternativene vil etter NVEs vurdering, medføre moderate virkninger for omgivelsene og er teknisk og økonomisk likeverdige. Fra Brekka til Berlifoss og videre til Dynjanfoss går traseen til dels gjennom et lite utbygget område hvor det drives aktivt skogbruk. NVE vektlegger at alternativ 2XA har lokal forankring og er ca. 1,3 km kortere enn alternativ Dette vil etter NVEs vurdering være positivt for drift og vedlikehold av ledningen, allmenheten og naturmangfoldet.