Haugshornet vindkraftverk Søknad. Olje & Energi

Haugshornet vindkraftverk Søknad Olje & Energi

Haugshornet Vindkraftverk 2 INNHOLD 1 INNLEDNING 6 1.1 FORMÅL OG INNHOLD 6 1.2 PRESENTASJON AV SØKERNE 6 2 HVORFOR VINDKRAFT 6 2.1 EUS SATSING PÅ FORNYBAR ENERGI 6 2.2 VINDKRAFT OG KLIMAUTFORDRINGEN 7 2.3 DE NORSKE VINDRESSURSENE 8 2.4 NORSK ENERGISITUASJON OG MÅLSETTINGER 8 2.5 LOKAL ENERGIFORSYNING OG TAP I NETTET 9 3 LOKALISERING 10 3.1 SANDE KOMMUNE 10 3.2 PLANOMRÅDET FOR VINDPARKEN 10 3.3 ANDRE VURDERTE LOKALISERINGER 11 4 SØKNADER OG FORMELLE FORHOLD 12 4.1 SØKNAD ETTER ENERGILOVEN 12 4.2 SØKNAD OM EKSPROPRIASJONSTILLATELSE 12 4.3 ANDRE NØDVENDIGE TILLATELSER 13 4.3.1 Godkjenning av reguleringsplan 13 4.3.2 Byggesaksbehandling 13 4.3.3 Forholdet til kulturminneloven 13 4.3.4 Forholdet til luftfart 13 4.3.5 Forholdet til Forsvaret 13 4.4 FORHOLDET TIL OFFENTLIGE PLANER 13 5 FORARBEID OG INFORMASJON - TERMINPLAN 14 5.1 FORMELLE HØRINGER, UFORMELLE SAMRÅDSMØTER 14 5.2 VIDERE SAKSBEHANDLING OG TERMINPLAN 14 6 VINDRESSURSENE OG KLIMA 15 6.1 DATAGRUNNLAG 15 6.2 VINDRESSURSENE 15 6.3 ISINGSFORHOLD 16 7 UTBYGGINGSPLANENE - VINDPARKEN 17 7.1 HOVEDDATA - PLANLAGT UTBYGGING 17 7.2 VINDTURBINER, VEGER OG FUNDAMENTER 17 7.3 SERVICEBYGG 18 7.4 PERMANENT AREALBEHOV 18 7.5 ANLEGGSVIRKSOMHETEN 18 7.6 BEHOV FOR OFFENTLIGE OG PRIVATE TILTAK 18 7.7 PRODUKSJONSDATA 18 7.8 KOSTNADER 18 7.9 DRIFT AV VINDKRAFTVERKET 18

Søknad 3 7.10 NEDLEGGELSE AV VINDKRAFTVERKET 19 8 UTBYGGINGSPLANENE - NETTILKNYTNING - KABEL OG KRAFTLEDNINGER 20 8.1 INNPASSING I KRAFTSYSTEMPLAN - KRAFTSYSTEMVURDERINGER 20 8.2 NETTANALYSER 20 8.2.1 Tapsreduksjoner 20 8.3 TRANSFORMATOR I VINDTURBINENE OG KABELANLEGG I VINDPARKEN 20 8.4 TRANSFORMATORSTASJONER 21 8.4.1 Transformatorstasjon i vindparken 21 8.4.2 Tiltak i eksisterende transformatorstasjon 21 8.5 KOMPENSERING 22 8.6 TILKNYTNINGSLEDNING - TRASEBESKRIVELSE 22 8.6.1 Kraftledning - teknisk beskrivelse 22 8.6.2 Trasebeskrivelse omsøkt løsning 22 8.6.3 Arealbehov for tilknytningsledningen 23 8.7 ANLEGGSVIRKSOMHET 23 9 BERØRTE GRUNNEIERE 24 10 KONSEKVENSER AV VINDPARK OG KRAFTLEDNING 24 10.1 METODE OG INFLUENSOMRÅDER 24 10.1.1 0-alternativet 24 10.1.2 Utredningstema og metodikk 24 10.2 LANDSKAP 25 10.2.1 Status- og verdibeskrivelse for berørte områder 25 10.2.2 Konsekvenser - vindparken 25 10.2.3 Konsekvenser - kraftledningen 28 10.2.4 Avbøtende tiltak 28 10.3 KULTURMINNE OG KULTURMILJØ 29 10.3.1 Status og verdibeskrivelse 29 10.3.2 Konsekvenser - vindparken 30 10.3.3 Konsekvenser - kraftledningen 30 10.3.4 Avbøtende tiltak 30 10.4 NATURMILJØ 30 10.4.1 Statusbeskrivelse 30 10.4.2 Verdivurdering 31 10.4.3 Konsekvensvurdering - vindparken 31 10.4.4 Konsekvenser - Kraftledningen 31 10.4.5 Avbøtende tiltak 31 10.5 FRILUFTSLIV 31 10.5.1 Status- og verdibeskrivelse 31 10.5.2 Konsekvenser - vindparken 32 10.5.3 Konsekvenser - kraftledningen 32 10.5.4 Avbøtende tiltak 33 10.6 LANDBRUK OG ANNEN AREALBRUK 33 10.6.1 Status- og verdibeskrivelse 33 10.6.2 Konsekvenser - vindpark 33 10.6.3 Konsekvenser - kraftledning 34

Haugshornet Vindkraftverk 4 10.7 STØY 34 10.7.1 Resultater 34 10.7.2 Avbøtende tiltak 35 10.8 SKYGGEKAST OG REFLEKSBLINK 35 10.9 RESULTATER 36 10.10 AVBØTENDE TILTAK 38 10.12 OPPSUMMERING AV KONSEKVENSENE 38 11 LITTERATUR 39 Vedleggsliste Vedlegg 1. Konsekvensutredningsprogram Vedlegg 2. Plankart, vindpark med infrastruktur Vedlegg 3a. Intern kabling i vindparken, alt. 1 og 2 Vedlegg 3b. Snitt kabelgrøft Vedlegg 4. En-linjeskjema Haugshornet transformatorstasjon Vedlegg 5. En-linjeskjema Gursken transformatorstasjon Vedlegg 6. Berørte eiendommer Vedlegg 7. Synlighetskart Vedlegg 8. Fotostandpunkt for visualiseringer - kart Vedlegg 9. Visualiseringer av tiltaket Vedlegg 10. Friluftsområder - kart Vedlegg 11. Kulturminner og kulturmiljø - kart Vedlegg 12. Naturmiljø - kart Vedlegg 13. Vannforsyning Vedlegg 14. Turisme

Søknad 5 Figurliste Figur 1 Utbygging av vindkraft i Europa frem til i dag og prognoser for fremtiden (kilde: EWEA) Figur 2 Utvikling i reduksjon i klimagassutslipp ved satsing på vindkraft sammenlignet med tilsvarende import av kraft fra Europa Figur 3 Sande kommune på Sunnmøre er markert med grønt, planområdet for vindparken med rødt. Figur 4 Lengst mot vest ligger fjellet Gjøna, Haugsbygda foran. Sandsøy ute i havet. Utsikt fra Drageskardet. Bildet fortsetter mot øst nedenfor. Figur 5 Utsikt mot Hanen, Haugshornet og Nørdbergsheida. Figur 6 Utsikt mot Storetua og Røddalshornet fra rv. 61 ved Drageskardet. Gurskevågen sees midt i bildet Figur 7 Vurderte lokaliseringsalternativ for vindpark på søre Sunnmøre Figur 8 Mulig framdriftsplan for tillatelsesprosess og utbygging Figur 9 Oversikt over plassering av vindmålemaster på Gurskøy Figur 10 Forventet langtidsvindrose ved målestasjon 304 Figur 11 Gursken transformatorstasjon Figur 12 Eksempel på 66 kv tremast Figur 13 Vindparken sett fra butikken i Gurskebotn. Større format er vist i vedlegg 9 Figur 14 Vindparken sett fra Gjerdsvika. Større format finnes i vedlegg 9 Figur 15 Vindparken sett fra Åram i sør-vest. Visualiseringen er vist i større format i vedlegg 9 Figur 17 Visualisering av vindparken fra Storetua Tabell liste Tabell 1 Tabell 2 Tabell 3 Tabell 4 Tabell 5 Tabell 6 Tabell 7 Tabell 8 Tabell 9 Tabell 10 Tabell 11 Tabell 12 Tabell 13 Tabell 14 Tabell 15 NVEs tall for import og eksport av elektrisk energi 1990-2004 (GWh) Komponenter som omfattes av søknaden Estimert langtidskorrigert middelvind for målepunktene Arealbehov fordelt på tiltakstype. Arealbehovet er beregnet for eksempel lay-out med 26 vindturbiner. Beregnet produksjon Oppsplitting av forventede investeringskostnader (erfaringstall) Nødvendige tiltak i Gursken transformatorstasjon Tekniske data for nettilknytning for vindparken Oversikt over fagspesifikke metodegrunnlag og verktøy i konsekvensutredningen Geografisk influensområde for de viktigste virkningstemaene Lokaliteter med kulturhistorisk verdi innenfor undersøkelsesområdet Forekomst av rødlistearter i utredningsområdet for planlagt vindkraftverk på Haugshornet i Sande kommune Oversikt over lokaliteter av spesiell betydning for flora og fauna i utredningsområdet Arealer som vil bli direkte berørt av vindparken Sammenstilling av konsekvensvurdering, vindpark og kraftledning

Haugshornet Vindkraftverk 6 1 INNLEDNING 1.1 Formål og innhold Hydro Olje og Energi AS og Tussa Nett AS søker om konsesjon for å bygge en vindpark på Gurskøy i Sande kommune. Vindparken er planlagt med en installert effekt på inntil 75 MW. Dette vil gi en årlig gjennomsnittlig el-produksjon på ca 180 GWh. Dette tilsvarer det årlige el-forbruket til ca 6000 husstander. Det kreves konsesjon ihht. energiloven for å etablere og drive elektriske anlegg med spenning over 1000 volt vekselstrøm. I tillegg stiller plan- og bygningslovens 33 krav om utarbeidelse av konsekvensutredning for store utbyggingstiltak. For vindparker gjelder krav om konsekvensutredning for alle anlegg med installert effekt over 10 MW. Videre krever planbestemmelsene i plan- og bygningsloven 27 utarbeidet reguleringsplan for større utbyggingstiltak. Dette dokumentet omfatter søknad etter energiloven og inneholder i tillegg et sammendrag av konsekvensutredningen for tiltaket. Fullstendig konsekvensutredning i henhold til fastsatt utredningsprogram, se vedlegg 1, følger søknaden som eget dokument. Søknaden gjelder også bygging av ny 66 kv kraftledning fra vindparken til transformatorstasjon ved Skoge. Reguleringsplan etter planbestemmelsene i plan- og bygningsloven er sendt Sande kommune for behandling og offentlig ettersyn. Reguleringsplanen gjelder kun selve vindparken med veier, kabler, transformatorstasjon og servicebygg. 1.2 Presentasjon av søkerne Hydro har sin hovedvirksomhet innenfor olje og energi og lettmetaller. Selskapet har om lag 35 000 ansatte i 40 land og hadde en omsetning i 2004 på 152 mrd. NOK (Olje & Energi og Aluminium). Hydro er Norges nest største produsent av elektrisk kraft og produserer i underkant av 10 % av Norges totale el-produksjon, i all hovedsak basert på vannkraft. Norsk Hydro Produksjon a.s. eier også Utsira vindkraft- og hydrogenanlegg og 44 % av vindkraftverket på Havøygavlen i Måsøy kommune, Finnmark. Hydro arbeider med mange prosjekter for å øke kraftproduksjonen, herunder en rekke vindkraftprosjekter i Norge og utlandet. Tussa er et ledende og utviklingsorientert energi- og kommunikasjonsselskap på Nordvestlandet. Konsernet produserer og overfører kraft, og kjøper og selger ulike energiprodukter. I tillegg bygger selskapet ut bredbånd, driver egen installasjonsvirksomhet og er ledende på IT-drift og kommunikasjon i området. Tussa har 250 ansatte og har en årlig omsetning på ca 500 mill. kroner. Tussa produserer ren energi i 13 vannkraftverk på Nordvestlandet. Flere småkraftverk er under bygging og prosjektering, og det blir arbeidet aktivt for å øke kraftproduksjonen lokalt. I tillegg eier Tussa 37% i energientreprenørselskapet Kraftmontasje AS på Vestnes som er totalentreprenør for vindparker. 2 HVORFOR VINDKRAFT Hydro har et betydelig engasjement innen produksjon av fornybar energi. Lang tradisjon innen vannkraft, testanlegg for bølgekraft, vind-hydrogen pilotanlegget på Utsira og den eksisterende vindparken på Havøygavlen i Finnmark er eksempler på dette. Vindkraftanlegget på Haugshornet er et ledd i Hydro og Tussas satsing på ny fornybar energi. Selskapene ser det som viktig å satse på vindkraftutbygging i Norge generelt og på Haugshornet spesielt av flere grunner: Generell europeisk satsing på vindkraft Norske målsetninger for fornybar energi Meget gode vindressurser langs norskekysten Miljømessige fordeler Disse bakenforliggende årsakene til satsingen på vindkraftanlegg på Haugshornet er nærmere beskrevet i det etterfølgende. 2.1 EUs satsing på fornybar energi EU har fastsatt mål for andel fornybar energi av total energiproduksjon til 12% innen 2010. For elektrisitetsproduksjon er målet 22%, fastsatt i det såkalt RES-direktivet (fornybar energi direktivet). Dette innebærer en betydelig europeisk satsning på utbygging av fornybar energiproduksjon. Andelen fornybar energi i 1997 i de 15 gamle EU-landene var 13,9%. En betydelig andel av økningen opp til 22% er forutsatt dekket av vindkraft.

Søknad 7 EU's satsning har ført til en kraftig økning i installert effekt vindkraft. Ved utgangen av 2004 var det installert ca. 34 000 MW i Europa, en økning på 31 ganger siden 1992. Den årlige veksten har i snitt vært på ca. 25% hvert år de siste fem årene. Prognosene de neste årene tilsier fortsatt vekst, men i et lavere tempo enn fram til i dag. Utbyggingen av vindkraft i Europa har gitt grunnlag for en teknisk utvikling av vindmøller og et volum som gjør vindkraft til en energiform som begynner å bli konkurransedyktig med de etablerte energiformene. Tar man hensyn til de støtteordninger som finnes for elektrisitet fra vindkraft, så fremstår vindkraftanlegg som en kommersielt god og fremtidsrettet løsning for å imøtekomme et økende kraftbehov i Europa og europeiske målsetninger for fornybar energi. 2.2 Vindkraft og klimautfodringen Vindkraft er elektrisitetsproduksjon basert på en fornybar energikilde - vind - og har derfor ingen utslipp av klimagasser. Med økt fokus på å redusere utslipp av klimagasser, og Norges forpliktelser i Klimakonvensjonen og Kyoto-protokollen, er derfor vindkraftproduksjon ønskelig. Hvordan bygging av vindkraftverk i Norge vil endre klimagassutslippene globalt, avhenger av hvilke alternativer man sammenligner med. Siden Norge er en del av et felles nordisk kraftmarked, og der dette kraftmarkedet også handler kraft med Europa for øvrig, må CO_-virkningen av økt produksjonskapasitet i Norge vurderes ut fra hvilke effekter denne kapasitetsøkningen gir i Norge og Europa. Figur 1 Utbygging av vindkraft i Europa frem til i dag og prognoser for fremtiden (kilde: EWEA) Utbygging av vindkraft i Norge vil bidra til å styrke den norske kraftbalansen og redusere behovet for importert kraft. Dette har klare miljømessige fordeler ved at vindkraft fortrenger annen mer forurensende importert kraft. Vindkraftverk gir ikke utslipp til luft, vann eller jord i en normal driftssituasjon og innebærer ellers minimal risiko for omgivelsene. Miljømessige gevinster vil dermed være en reduksjon i klimagassutslipp og andre forurensninger. I hvilken grad forurensninger reduseres avhenger av hvordan man beregner forurensningsnivået til den kraftproduksjonene som blir fortrengt av vindkraften. To alternative tilnærminger er: Forurensning fra importert kraft er lik forurensningen fra energimiksen i det området kraft importeres fra (Norden eller Europa) Forurensning fra importert kraft er lik forurensningen fra marginal energibærer, dvs. den energibæreren som er mest kostbar å holde i drift og som vil fortrenges først (dette vurderes som regel til å være gamle kullkraftverk) NVE og ODs rapport Kraftforsyning fra land til sokkel (november 2002) beskriver relasjonen mellom globale CO2-utslipp og fremtidig nasjonal elektrisitetsforsyning. Det er her lagt til grunn en optimistisk utvikling som viser at kraftproduksjonen i våre eksportland bli mer miljøvennlige over tid. Basert på tilnærmingen beskrevet i punkt 1 over, vil den reduserte forurensningen som følge av vindkraft dermed gå noe ned over tid (målt som tonn CO2/GWh produsert). Dersom man regner at vindkraftverket på Haugshornet erstatter en produksjon på 200 GWh/år, og at de årlige utslippstallene knyttet til importert kraft fra NVE/OD benyttes, vil man oppnå en årlig utslippsreduksjon for CO2 som vist i diagrammet under. Dersom man regner med at kraftproduksjonen på 200 GWh/år ved Haugshornet erstatter gammel kullkraft, betyr dette at en innfyrt energimengde kull på ca. 600 GWh/år erstattes. Dette tilsvarer et CO2-utslipp på ca. 200 000 tonn/år, noe som igjen tilsvarer utslippene fra ca. 50 000 norske privatbiler.

Haugshornet Vindkraftverk 8 tonn CO2 per år redusert 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Figur 2 Utvikling i reduksjon i klimagassutslipp ved satsing på vindkraft sammenlignet med tilsvarende import av kraft fra Europa I tillegg til utslipp av CO2 vil tilsvarende argumentasjon også gjelde for andre forurensninger knyttet til ikke-fornybar energiproduksjon, for eksempel utslipp av NOx og SO2, som påvirker lokal luftkvalitet og bidrar til forsuring. 2.3 De norske vindressursene Norge har en av Europas beste forutsetninger for vindkraftproduksjon med mye og stabil vind og store arealer. Dette er dokumentert gjennom NVE's omfattende vindressurskartlegging for Norge som dekker kysten fra Lindesnes til den russiske grensen. En typisk norsk gjennomsnittlig produksjon ligger på ca. 3 MWt/år per kw installert. Til sammenligning er det europeiske gjennomsnittet ved utgangen av 2004 ca. 2 MWt/år per kw installert effekt. Dette innebærer at norsk vindkraft er ca. 50% mer effektiv sammenlignet med vindkraft i EU. H y d ro satser på lokaliteter med gode v i n d ressurser i norsk målestokk. Dette gjelder også anlegget på Haugshorn e t, som vil være i europatoppen når det gjelder effektivitet for vindkraftanlegg. Forholdene ligger i tillegg godt til rette for vindkraft i Norge fordi vi har en lang kyst med gode vindforhold og med lav folketetthet. 2.4 Norsk energisituasjon og målsettinger EU's bestemmelser om målsettinger for fornybar energi gjelder også for Norge. Norske målsetninger for fornybar energi er satt til en andel på 90% innen 2010. Gitt at gasskraftverk med konsesjon realiseres, vil dette kreve en fortsatt satsning på utbygging av fornybar energiproduksjon i Norge. Vindkraft vil være en viktig bidragsyter i denne sammenheng. Videre finnes det en nasjonal målsetning for fornybar energi gjennom Stortingsmelding 29 (1998-99) der målet er å bygge ut en årlig vindkraftproduksjon på 3 TWh innen 2010 (ca. 2,5% av Norges kraftproduksjon). Ved utgangen av 2005 vil det være installert en norsk produksjon på ca. 0,8 TWh (274 MW installert effekt). Per januar 2005 er det iht. NVE gitt konsesjon til 19 prosjekter med en samlet installasjon på ca. 1100 MW. Hvis alle disse prosjektene blir realisert, vil de til sammen utgjøre en produksjon på ca. 3,0 TWh/år, tilsvarende elektrisitetsforbruket til ca. 165 000 husstander. Satsing på vindkraft ble også tatt opp som ett av flere virkemidler for å bedre forsyningssikkerheten i stortingsmelding 18 (2003-2004) om forsyningssikkerheten. Bakgrunnen for satsingen på vindkraft er behovet for økt produksjonskapasitet og et politisk ønske om en omlegging av energiproduksjonen til bruk av også andre fornybare energiformer enn vannkraft. Det er i dag politisk enighet om at epoken med store vannkraftutbygginger i Norge er over. I gjennomsnitt for perioden 2000-2003 brukte Norge årlig omkring 123 TWh kraft i Norge. Samtidig ble det ikke produsert mer enn 120 TWh. Dette betyr at Norge i et normalår produserer mindre kraft enn det som forbrukes. Iht. NVEs rapport Kraftbalansen i Norge mot 2015 (oktober 2002), vil Norge bevege seg mot stadig større importavhengighet for sin forsyning av elektrisk kraft. I 2010 antar NVE at importbehovet vil være 12 TWh. Enhver nyutbygging av kraftproduksjon vil medføre en tilsvarende reduksjon i importbehovet. Gitt at ny norsk kraftproduksjon er mer miljøvennlig enn den kraftproduksjonen som den importerte kraften er basert på, vil Norge oppnå, både en redusert importavhengighet, og et vesentlig mindre bidrag til miljøbelastninger per KWh produsert innenfor det nordiske kraftmarkedet.

Søknad 9 Tabell 1 NVEs tall for import og eksport av elektrisk energi 1990-2004 (GWh) 2.5 Lokal energiforsyning og tap i nettet Et vindkraftverk på Haugshornet vil ha positiv effekt på overføringsforholdene i regional- og sentralnettet. Både nærområdet (sør for Ørskog), Sunnmøre, hele Møre og Romsdal, og Midt Norge (Møre og Romsdal, Sør- og Nord- Trøndelag) er områder med underskudd på kraft. Kraftunderskuddet er økende pga. vekst i kraftforbruket, særlig for fylket/midt-norge. Dette gjør at overføringsbehovet inn til områdene i større og større andel av året vil være høyere enn overførings kapasiteten, særlig dersom nettet skal drives slik at man tåler enkeltutfall uten utfall av last eller nettsammenbrudd. Økt omfang av manglende overføringskapasitet bidrar til økte flaskehals- og/eller avbruddskostnader. Økt over føring i nettet gir også økte tap. Med innmating av vindkraft, vil kraftunderskuddet reduseres og nettet avlastes. Vindkraft inn matingen er imidlertid uforutsigbar, og vindkraftverket vil dermed ikke kunne eliminere nett messige begrensninger. Det er likevel av betydning at varigheten av slike begrensninger vil avta, da dette bidrar til å redusere avbrudds- og/eller flaskehalskostnadene. Avlasting av nettet i deler av året vil også redusere tapene i nettet. Disse nyttevirkningene vil bidra til at forsterkningstiltak vil kunne utsettes. I notat: Vikning på regional- og sentralnett ved tilknytning av Haugshornet vindpark til Gursken transformatorstasjon [2] er mer utfyllende vurderinger av nettmessige og tapsforholdene i nettet.

Haugshornet Vindkraftverk 10 3 LOKALISERING 3.1 Sande kommune Den planlagte vindparken er lokalisert i Sande kommune. Sande kommune ligger på Ytre Sunnmøre, helt sørvest i Møre og Romsdal fylke, jfr Figur 3. Kommunen har et landareal på 91 km2 (SSB). Kommunen omfatter flere fjorder og til sammen 45 øyer, holmer og skjær. Antall innbyggere pr. 1. januar 2005 var 2.576. Tall fra Statistisk sentralbyrå viser en jevn fraflytting de siste 25 årene. Befolkningskonsentrasjonen er størst omkring Gurskevågen. Kommunesenteret ligger på Larsnes på Gurskøya. Kommunen har fiske, jordbruk og industri som hovednæringer. Nordøstlige del av Gurskøya ligger i Herøy kommune. Figur 3 Sande kommune på Sunnmøre er markert med grønt, planområdet for vindparken med rødt. 3.2 Planområdet for vindparken Planområdet for vindparken er lokalisert på Gurskøya mellom Gursken og Sædalen og omfatter fjellområdet fra Leikongeidet vestover mot Hanen, ca 400-600 m o.h. Se Figur 4, Figur 5 og Figur 6.Berggrunnen i området er ensartet og næringsfattig. Fattig, kystfjellhei med mindre myrområder i mellom, dekker det meste av planområdet. I tillegg finnes flere mindre tjern og vann. Vegetasjonen er artsfattig og preget av sterk vindpåvirkning. Den består stort sett av arter som røsslyng og krekling. Gurskøy er valgt fordi stedet etter tiltakshavers mening tilfredsstiller sentrale krav til en god vindparklokalitet; gode vindforhold, tilstrekkelig tilgjengelig areal, nærhet til kraftledningsnett med ledig overføringskapasitet, akseptable terrengforhold, ingen direkte konflikt med verneområder eller kjente kulturminner. Videre er Møre og Romsdal et underskuddsområde for kraft. Sett i lys av dette har den omsøkte vindparken en gunstig plassering. Figur 4 Lengst mot vest ligger fjellet Gjøna, Haugsbygda foran. Sandsøy ute i havet. Utsikt fra Drageskardet. Bildet fortsetter mot øst nedenfor. Figur 5 Utsikt mot Hanen, Haugshornet og Nørdbergsheida.

Søknad 11 3.3 Andre vurderte lokaliseringer Hydro har vurdert en rekke mulige lokaliteter for vindkraft i Møre og Romsdal. På kartet i Figur 7 er skissemessig vist de andre vindkraftlokalitetene som ble vurdert i kommunene Hareid, Ulstein, Herøy og Sande før melding om Haugshornet vindkraftprosjekt ble sendt inn. Figur 6 Utsikt mot Storetua og Røddalshornet fra rv. 61 ved Drageskardet. Gurskevågen sees midt i bildet Alle de avmerkede prosjektmulighetene ble lagt til side etter en total vurdering av vind- og terrengforhold og tilgjengelig areal. For en del av lokalitetene var også hensynet til friluftsliv og visuell influens, dels av selve vindkraftverket og dels av nødvendig kraftledning, ytterligere argumenter for å legge prosjektidéene til side. Figur 7 Vurderte lokaliseringsalternativ for vindpark på søre Sunnmøre

Haugshornet Vindkraftverk 12 4 SØKNADER OG FORMELLE FORHOLD 4.1 Søknad etter energiloven Hydro Olje og Energi AS og Tussa Energi AS søker i medhold av energiloven av 29. juni 1990 3-1 om konsesjon for å bygge og drive en vindpark med ca 75 MW installert effekt. Selskapene søker samtidig i medhold av samme lov om tillatelse til å bygge en 66 kv kraftledning fra vindparken til Gursken transformatorstasjon. De omsøkte anleggene består av følgende komponenter: Tabell 2 Komponenter som omfattes av søknaden Komponent Vindturbiner, 2,5 4,5 MW Ny installert effekt Jordkabel internt i vindparken Transformatorer i hver vindturbin med koblingsanlegg Transformatorstasjon og servicebygg i vindparken Antall/lengde Inntil 26 stk Inntil 75 MW Alt. 1: 19,3 km, alt. 2: 23,4 km Inntil 26 stk 1 stk. 22/66 kv transformatorstasjon 70 MVA, 1 servicebygg Ca 19 km nye veger Veger 66 kv luftledning Alt. 1: ca 4 km, alt.2: ca 2,5 km Utvidelse av bryterfelt i Gursken Utvidelse av 66 kv-bryterfelt transformatorstasjon 4.2 Søknad om ekspropriasjonstillatelse I medhold av oreigningslova av 23.10.59 2 pkt. 19, søkes det NVE om tillatelse til ekspropriasjon av nødvendig grunn og rettigheter for bygging av vindparken med atkomstveg og ny 66 kv kraftledning fra vindparken til Gursken transformatorstasjon. Herunder søkes om rett til nødvendig ferdsel og transport i anleggs- og driftsfasen. Samtidig søkes det i medhold av oreigningslova 25, om tillatelse til forhåndstiltredelse. Hydro har framforhandlet avtaler om leie av grunn med 79 grunneiere som blir berørt av Haugshornet vindpark med atkomstveg. Det vil tilsvarende bli forhandlet med grunneierne som vil bli berørt av kraftledningen med formål å oppnå frivillige avtaler om avståelse av grunn. Sammen med konsesjonssøknaden oversendes konsekvensutredningsrapport utarbeidet i henhold til plan- og bygningslovens KU-bestemmelser og i samsvar med utredningsprogram fastsatt av NVE i mars 2004.

Søknad 13 4.3 Andre nødvendige tillatelser 4.3.1 Godkjenning av reguleringsplan Plan- og bygningslovens 23 krever som hovedregel at det utarbeides reguleringsplan for større bygge- og anleggstiltak. Sande kommune har stilt krav om utarbeidelse av reguleringsplan for Haugshornet vindpark. Tiltakshaverne oversender forslag til reguleringsplan for vindparken som eget dokument til Sande kommune for behandling og offentlig ettersyn. Det legges opp til samtidig behandling av konsesjonssøknad og konsekvensutredning i regi av NVE, og forslag til reguleringsplan i regi av kommunen. 4.3.2 Dispensasjon fra kommuneplanbestemmelsene Hydro og Tussa vil søke Sande kommune om dispensasjon fra kommuneplan- bestemmelsene for bygging av en 66 kv kraftledning mellom vindparken og Gursken transformatorstasjon. 4.3.3 Byggesaksbehandling Elektriske anlegg som er konsesjonsbehandlet etter energiloven, er unntatt fra byggesaksreglene om søknad, ansvar og kontroll i plan- og bygningslovens kap. XVI. (Jfr. forskrifter av 22.01.97 med endring av 13.12.99 til plan- og bygningsloven vedr. saksbehandling og kontroll i byggesaker). Dette gjelder likevel ikke for bygningsmessige konstruksjoner. 4.3.4 Forholdet til kulturminneloven Den planlagte utbyggingen vil ikke komme i direkte konflikt med kjente automatisk fredede kulturminner eller vedtaksfredede kulturminner. Kulturminneundersøkelser ihht. krav i 9 i kulturminneloven, ble gjennomført i august-september 2005. Det ble ikke gjort funn av automatisk fredede kulturminner innenfor planområdet for vindparken [4]. Evt. nødvendige 9-undersøkelser langs kraftledningstraseen, vil bli gjennomført parallelt med detaljprosjektering av kraftledningen. 4.3.5 Forholdet til luftfart Vindturbinene vil ha en farge som gjør at de er synlige i samsvar med de krav luftfartsmyndighetene stiller, jfr. normer for merking av luftfartshinder BSL E 2-2. Markeringslys vil bli installert der dette kreves. Den planlagte kraftledningen vurderes ikke å ville medføre hinder for luftfarten. 4.3.6 Forholdet til Forsvaret Forsvaret ved Forsvarsbygg vil gjennom høringen gi sine uttalelser til prosjektet. Basert på innhentet informasjon forventer ikke tiltakshaver at vindkraftverket vil gi noe problemer for forsvaret. 4.4 Forholdet til offentlige planer Planområdet for vindparken ligger i områder som er definert som LNFområde (landbruk, natur og friluftsliv) med byggeforbud, jfr. kommuneplan for Sande kommune 2002-2011, arealdelen. Ved Aurvoll/Seljeset, nord for Skogevatnet er det satt av et område til spreidd bygging av fritidshus. Området Løkemyra på Leikongeidet er satt av til skytebane i kommuneplanen. Det er nylig utarbeidet forslag til reguleringsplan for dette området der reguleringsformålet er skytebane og motorcrossbane.

Haugshornet Vindkraftverk 14 5 FORARBEID OG INFORMA- SJON - TERMINPLAN 5.1 Formelle høringer, uformelle samrådsmøter Hydro Olje og Energi AS sendte melding om planlegging av Haugshornet vindpark og utkast til utredningsprogram til Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i juli 2003. NVE sendte meldingen på høring i august samme år, med 3 måneders høringsfrist. Under høringen arrangerte NVE offentlig møte på Larsnes. Under arbeidet med planlegging og konsekvensutredning av det planlagte tiltaket, har det vært holdt møter med Fylkesmannens miljøvernavdeling, fylkeskommunen i Møre og Romsdal, kulturavdelinga og Sande kommune. I tillegg arrangerte tiltakshaverne åpent folkemøte i Haugsbygda i august 2005 for å presentere foreløpige planer og å få innspill til plan- og utredningsarbeidet. Også fagutrederne har hatt kontakt med fagmyndigheter, kommunen og ressurspersoner lokalt. 5.2 Videre saksbehandling og terminplan I samsvar med krav i energiloven vil NVE sende konsesjonssøknaden med konsekvensutredning på høring til lokale, regionale og sentraler myndigheter og organisasjoner. I samband med høringen, som trolig vil strekke seg over 3-4 måneder, vil det bli arrangert åpent informasjonsmøte i Sande. En mulig framdriftsplan for tillatelsesprosess og utbygging er vist i Figur 8. Figur 8 Mulig framdriftsplan for tillatelsesprosess og utbygging

Søknad 15 6 VINDRESSURSENE OG KLIMA 6.1 Datagrunnlag Vindmålinger er gjennomført ved hjelp av seks målemaster på Gurskøy. En 10 m rørmast (304) har vært i kontinuerlig drift siden mars 2000. I tillegg har det blitt gjennomført 1år med vindmålinger på fire 50 m master i planområdet og en 30 m radiomast som er plassert noe nord for området (316). Alle master ble installert og driftet av Kjeller Vindteknikk. Vindhastighetsmålingene er gjennomført med kalibrerte koppanemometere av typen NRG Max 40. Vindretningen er målt med vindvaner av typen NRG#200P. Måledata har blitt logget i 10 minutter intervaller i form av minimums-, maksimums- og gjennomsnittsverdier så vel som standardavvik. På de fleste mastene er det installert referansemålere på det høyeste punktet for å kvalitetssikre disse målingene. Overensstemmelse mellom hoved- og referanseinstrumenter er meget bra. Dette gir tillit til målingene og reduserer usikkerheten. Datatilgjengeligheten varierer fra 65% i vintermånedene til 100% i sommermånedene. Lavere tilgjengelighet om vinteren er kompensert for ved å beregne gjennomsnittlig vind over året på basis av månedmiddelverdier. 6.2 Vindressursene Tatt i betraktning at terrenget er veldig komplekst, korrelerer vindhastigheten bra mellom de ulike mastepunktene, men betydelige forskjeller i hastighetsnivået er registrert. Tabell 3 viser estimert langtidskorrigert middelvind for de ulike målepunkter. Mast 304 er valgt som langtidsreferanse. Figur 9 Oversikt over plassering av vindmålemaster på Gurskøy

Haugshornet Vindkraftverk 16 Tabell 3 Estimert langtidskorrigert middelvind for målepunktene Mast Anemometer Anemometer høyde Estimert langtidskorrigert middelvind [m/s] Målehøyde Navhøyde 80 m 304 NRG Max 40 10 m 8.0-313/314 NRG Max 40 50 m 5.9-315 NRG Max 40 50 m 6.7 6.8 323 NRG Max 40 49 m 7.0 7.2 324 NRG Max 40 49 m 7.4 7.6 Dominerende vindretning er fra sør og sørvest. Vind fra nord opptrer også relativt hyppig. Vind fra øst eller vest forekommer nesten aldri. Sterkt dominerende vindretninger gjør at det ligger til rette for en vindpark der vindturbinene i hovedsak er plassert på en linje på tvers av hovedvindretningen. Ved slike vindforhold kan en legge opp til en relativt tett plassering av vindturbiner i øst/vest-retning mens det kreves en relativ større avstand i nord/sør-retning. Figur 10 Forventet langtidsvindrose ved målestasjon 304 Det komplekse terrenget gjør vindmålingene noe usikre. Hydro har derfor målt vind i en lenger periode og over et større område enn normalt. Tredjeparts verifikasjon av vindforholdene har resultert i en nedjustering av forventet produksjon for Haugshornet vindkraftverk. 6.3 Isingsforhold På grunn av de klimatiske forholdene i planområdet må det regnes med en del ising på vindturbinene. Ising forekommer hovedsakelig under forhold med høy fuktighet i luften og temperaturer på null grader eller under. Ising forårsakes av at underkjølte vanndråper fryser når de treffer kalde flater. De deler av vindturbinene som er mest utsatt for ising er rotorbladene, men det forekommer også ising på andre deler av nacellehuset eller tårnet. Isen vil oftest ha en relativt porøs struktur med en lav tetthet og hvit utseende men under visse forhold kan det også oppstå gjennomsiktige islag med høy tetthet. Is på rotorbladene vil påvirke luftstrømningen og føre til redusert kraftproduksjon. På grunn av ujevn fordeling av is på bladene vil ising vanligvis føre til større belastninger på akslingen og lageret og eventuelt føre til driftsproblemer. Vindturbiner vil ofte stoppes når dette observeres. For å unngå uhell på grunn av nedfallende isklumper er det anbefalt å stanse vindturbinene under sterke isingsforhold inntil snøen har smeltet og samtidig varsle om faren for iskast ved hjelp av skilt og muligens optiske eller akustiske signaler. Enkelte turbinleverandører tilbyr oppvarmede rotorblader som kan forhindre oppbygging av is i mange tilfeller og tillate utvidet drift under isingsforhold uten å øke faren for iskast.

Søknad 17 7 UTBYGGINGSPLANENE - VINDPARKEN 7.1 Hoveddata - planlagt utbygging Haugshornet vindpark planlegges bygget ut med inntil 26 vindturbiner hver med installert effekt på 2,5-4,5 MW. Total installert effekt i vindparken er planlagt til ca 75 MW. Turbinstørrelse vil avhenge av hvilken leverandør som blir valgt. Konsekvensutredningene som er utført er basert på en eksempel-løsning for vindparkene med 26 vindturbiner á 3 MW, se plankart i vedlegg 2. Dette er maksimalt antall vindmøller som er aktuelt. Tiltakshaver ønsker en fleksibel planløsning der turbinstørrelse og detaljert planløsning for endelig plassering i området fastsettes etter at turbinleverandør er valgt. Den skisserte planløsningene må derfor betraktes som et eksempel på største aktuelle utbyggingsomfang med hensyn på total antall vindturbiner. Navhøyden for de aktuelle vindturbinene vil bli mellom 70 og 90 meter, rotordiameteren vil bli mellom 80 og 100 meter. I denne utredningen er det tatt utgangspunkt i eksempelturbiner med navhøyde 80 meter og rotordiameter 90 meter. Atkomstveg er planlagt fra Rv. 61 ved Leikongeidet og opp til Røddalen mot Svinevatnet. Lengden på atkomsvegen er ca 2 km. Det vil videre bli bygget veier fram til hver vindturbin, totalt 16,5 km interne veier. Det vil bli lagt jordkabler fra hver vindturbin og fram til en transformatorstasjon i vindparken. Det er vurdert to alternative plasseringer av transformatorstasjonen. Det planlegges et servicebygg i tilknytning til transformatorstasjonen. For å føre krafta ut fra vindparken planlegges en ny 66 kv kraftledning fra transformatorstasjonen i vindparken til den eksisterende Gursken transformatorstasjon. Byggetiden for vindparken er beregnet til ca 1 år. 7.2 Vindturbiner, veger og fundamenter Vindturbiner I vindkraftverket omdannes bevegelsesenergien i vinden til elektrisk energi. De viktigste elementene i en vindturbin er: Rotor, hovedaksling, gir, generator og styringssystemer. De fleste komponentene er bygd inn i et maskinhus som er montert på toppen av et høyt ståltårn. Vinden beveger vingene som via en rotor driver en generator inne i maskinhuset. Vindretning og vindhastighet blir målt kontinuerlig i hver enkelt vindturbin, og de vil snu seg opp mot vindretningen og utnytte vinden optimalt. Vindturbinene produserer energi når vinden blåser med vindhastighet mellom ca. 3 m/s og ca. 25 m/s. Produksjonen er nesten null ved 3 m/s og øker til full produksjon ved ca. 14 m/s. Fra 14 m/s til 25 m/s vil det være full produksjon. Ved vindhastigheter over 25 m/s i en 10 minutters periode vil vindmøllene stanse for å redusere den mekaniske påkjenningen. Omdreiningshastigheten vil være avhengig av vindstyrken og vingediameteren. Ved vindstyrker fra ca. 3 m/s til ca. 8 m/s vil omdreiningshastigheten være variabel. Ved høyere vindstyrker vil omdreiningshastigheten være fra ca. 14 til ca. 16 omdreininger i minuttet, avhengig av vingediameteren. Generatoren i vindturbinen leverer vekselstrøm med en spenning på 960 V. Transformatoren i bunnen av tårnet transformerer spenningen opp til 22 kv vekselspenning før den blir matet inn på det lokale nettet i vindparken. På det kommersielle markedet finnes det i dag vindmøller fra noen få kw og opp til 4500 kw (= 4,5 MW). Det utvikles stadig større vindmøller. Avstanden mellom vindmøllene bestemmes av vindforholdene og topografien. Minsteavstand vil være ca. 3-5 ganger rotordiameteren. Veger og kranoppstillingsplasser Atkomst til vindparken planlegges fra Rv. 61 ved Leikongeidet og inn Rødalen. Atkomstvegen er ca 2 km. Terrenget er forholdsvis bratt og det er vanskelig å oppnå maksimal stigning under 12 %. Det vil bli noen høye fjellskjæringer i avkjørselen fra riksvegen, ca 1 km fra riksvegen og mellom 1,5 og 2 km fra riksvegen. Det vil bli bygd veg fram til hver vindturbin, samt at det vil bli planert et oppstillingsareal for kran ved siden av fundamentet for turbinen. Areal for kranoppstillingsplass vil bli ca. 20m x 40m, og areal til fundament vil bli ca. 15-20 m2. Atkomstveg og interne veger vil ha en bredde på 5-5,5 m. I tillegg kommer grøfter og skråninger/fyllinger, slik at total vegbredde regnes til 10 m. Total lengde med nye internveger vil være ca 16,5 km. For arealbehov, se Tabell 4. Mulige traseer for interne veger i vindparken er vist på kart i vedlegg 2.

Haugshornet Vindkraftverk 18 7.3 Servicebygg I tilknytning til den planlagte transformatorstasjonen planlegges et servicebygg. Bygningen vil kunne få et grunnareal på ca 200 m2 og vil bl. a. omfatte verksted/lager, kontrollrom, oppholdsrom og sanitæranlegg. Det vil bli benyttet vannsisterne for vannforsyning, lukket tankanlegg for sanitæravløpsvann og infiltrasjonsgrøft for gråvann. Totalt arealbehov for servicebygg, koblingsstasjon og noe planert areal rundt bygningene vil da bli ca 2 daa. 7.4 Permanent arealbehov Tabell 4 viser arealbehov for veger, vindturbiner og servicebygg i vindparken. Tabell 4 Arealbehov fordelt på tiltakstype. Arealbehovet er beregnet for eksempel lay-out med 26 vindturbiner. Tiltak Areal (daa) Interne veger og atkomstveg 15,5 km m x 10 m 185 Fundament og oppstillingsplasser 21 Servicebygg/ transformatorstasjon 2 Sum 208 daa 7.5 Anleggsvirksomheten Vindturbinene er tenkt transportert med skip til kai i Gursken. Fra kaia i Gursken benyttes fylkesveg 10 fram til krysset med riksveg 61 og riksvegen videre opp til Leikongeidet. Det regnes med 10 lass pr. vindturbin, totalt 260 lass. Lengste komponenter er vingene, som for en 3 MW mølle kan være 45 m. Fundamentene støpes i betong, og det er beregnet ca. 50 lass pr. fundament. Vindturbinene reises ved hjelp av to mobilkraner og settes sammen på stedet. Byggematerialer som armeringsjern og lignende vil kunne transporteres med skip og losses på samme sted som vindmøllene. 7.6 Behov for offentlige og private tiltak Dypvannskai ved Myklebust Mek. i Gursken er relativt ny og det synes ikke å være behov for utvidelse av kaianlegget for å ta imot vindmøllekomponentene. Det må foretas breddeutvidelse i kryssene mellom fylkesveg 10 og veg fra Myklebust Mek. Og mellom fylkesveg 10 og riksveg 61. 7.7 Produksjonsdata Gjennomsnittlig beregnet energiproduksjon, medregnet forventet driftstans for nødvendig vedlikehold og på grunn av værforhold i området, er vist i tabellen under. Tabell 5 Beregnet produksjon Installert effekt [MW] Netto produksjon [GWh/år] 75 182 2400 Netto brukstid [fullasttimer/år] Årstidsvariasjonene er relativt store, med de beste vindforholdene og dermed høyest produksjon i vinterhalvåret, jfr Figur 11 Beregnet fordeling av vindkraftproduksjon over året ved Haugshornet vindpark. Dette er gunstig siden vi vil få en produksjon som er i fase med det generelle energiforbruket i Norge. 7.8 Kostnader Den totale investeringen for det planlagte vindkraftverket inklusive nødvendig infrastruktur (veier, kai, kraftledninger etc.) er beregnet til om lag 650 MNOK, tilsvarende ca. 8,7 MNOK/MW. Beregningene baserer seg på erfaringstall fra tilsvarende anlegg (EPCkontrakter) og er eksklusiv mva. Hydros kostnader til planlegging, prosjektoppfølging og administrasjon kommer i tillegg. Kostnadsanslaget refererer seg til 2005-nivå. Det er ikke tatt hensyn til eventuell offentlig støtte. Driftskostnadene pr. installert effekt er forventet å bli på et tilsvarende nivå som andre parker i Norge. 7.9 Drift av vindkraftverket Hydro og Tussa vil stå som eier av vindkraftverket, og vil ha driftsansvaret. Det er vanlig at leverandøren av vindturbinene har driftsansvaret av anlegget de første årene (2-5 år), under tett oppfølging av eier. Som regel velger leverandøren å lære opp lokale operatører som etter hvert kan stå for store deler av den daglige driften/vedlikeholdet. Det er ønskelig og hensiktsmessig å søke samarbeid med lokale ressurser i den grad slike er tilgjengelig.

Søknad 19 7.10 Nedleggelse av vindkraftverket Ved nedleggelse av vindparken vil anlegget bli fjernet i henhold til bestemmelsene i forskrift til energilovens 3.4c. De fleste komponentene i en vindturbin har en teknisk levetid på ca 20-25 år. Ved nedleggelse av anlegget vil vindturbinene fjernes. Veier, kranoppstillingsplasser er ikke på samme måte enkelt å fjerne, men dersom det er ønskelig vil inngrepene kunne reduseres ved terrengbehandling og vegetasjonsetablering. Ved nedleggelse av anlegget vil det medføre minst terrenginngrep å la jordkabler bli liggende nedgravd. Figur 11 Beregnet fordeling av vindkraftproduksjon over året ved Haugshornet vindpark Tabell 6 Oppsplitting av forventede investeringskostnader (erfaringstall) Anleggsdeler Beregnet investeringskostnad MNOK Turbiner, inkludert transport, forsikring etc 420 Installasjonskostnader 60 - Midlertidige installasjoner, fundamentering, jording, telekommunikasjon etc. Lokal infrastruktur 50 - Tilførselsveier, kaianlegg, anleggbidrag etc Elektroinstallasjoner 30-22/132 kv trafostasjon, 0,66/22kV trafoer, servicebygning, kabelgrøfter Nettilkopling (Linje inklusiv modifikasjon av trafostasjon) 10 Prosjektledelse, engineering, prosjektgjennomføring etc 80 Sum 650 Etter nedleggelse kan det være aktuelt å benytte servicebygget til andre funksjoner, for eksempel ved overdragelse til grunneierne eller lag eller organisasjoner.

Haugshornet Vindkraftverk 20 8 UTBYGGINGSPLANENE - NETTILKNYTNING - KABEL OG KRAFTLEDNINGER 8.1 Innpassing i kraftsystemplan - kraftsystemvurderinger Nettilknytning av Haugshornet vindpark er omtalt i Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2005 [3]. Vindparken er planlagt med installert ytelse på ca 75 MW. Produksjonen fra vindparken vil bli overført til regionalnettet via en ny 66 kv linje fra vindparken til eksisterende Gursken transformatorstasjon. Videre fra Gursken transformatorstasjon går det 66 kv linje til Håheim (linja er bygd for 132 kv, men blir drevet med 66 kv) og 132 kv linje fra Håheim til Haugen som er et sentralnettspunkt. 8.2 Nettanalyser Istad Nett AS har som utredningsansvarlig for Møre og Romsdal utført nettanalyser for å vurdere nettmessige for regional- og sentralnettet ved innmating av effekt fra Haugshornet vindpark. Utgangspunktet for beregningene er at effekt fra Haugshornet vindpark blir matet på 66 kv til Gursken transformatorstasjon. Resultatet av beregningene er oppsummert i notatet: Virkning på regional- og sentralnett ved tilknytning av Haugshornet vindpark til Gursken transformatorstasjon [2]. Det foreligger flere planer om endringer i regionalnettet og sentralnettet i området og i tillegg er det mange planer om nye småkraft- og vindkraftverk. På grunn av dette er foreløpig bare de stasjonære forholdene i nettet undersøkt. Før realisering av vindkraftverket vil det være behov for mer detaljerte dynamiske analyser av spenningsforhold og stabilitet i nettet ved feil. Dersom vindparken skal kunne mate inn 75 MW i Gursken vil det være nødvendig å oppgradere en del av eksisterende regionalnett. Lastflytberegninger viser at 66 kv linja Håheim- Djupvik (FeAl 95) blir 100 % belastet ved innmating fra vindparken på 44 MW i lettlast og full produksjon i alle kraftverk i området. Ved oppgradering av linje Håheim-Djupvik til FeAl 150 (3,3 km) kan 80 MW mates inn på nettet i tunglast. I lettlast og maksimal produksjon vil 132 kv linje Haugen- Sykkylven sette en begrensning på 50 MW for innmatet effekt fra Haugshornet. Det gjøres vurderinger av etablering av mer vindkraft i området Sande/Vanylven (150 MW er antydet av Hydro). Dersom disse planene realiseres vil forholdene i regionalnettet endre seg vesentlig. I så fall kan det være aktuelt i mate inn effekt fra Haugshornet vindpark på ny 66 kv linje til Moltu transformatorstasjon og 150 MW til Gursken transformatorstasjon. Det forutsettes da at linje Gursken-Håheim oppgraderes til 132 kv. 8.2.1 Tapsreduksjoner Etablering av vindkraftverket vil gi reduserte tap i regional- og sentralnettet. På grunn av usikkerheter omkring nettutvikling og utbygging av ny produksjon, last og produksjonsmønster over døgn og år er det er vanskelig å tallfeste den langsiktige tapsnytten ved innmating av vindkraft. Se eget notat [2] for mer utfyllende vurderinger av tapsforholdene i nettet. 8.3 Transformator i vindturbinene og kabelanlegg i vindparken Vindparken er planlagt med et internt spenningsnivå på 22 kv. På grunn av flere lange kabelføringer internt i parken, bør det vurderes å øke overføringsevnen til 33 kv for å redusere overføringstapet. Det bør foretas grundige analyser av dette når endelig antall møller er bestemt. Generatoren i vindmøllene produserer elektrisk energi med en spenning på normalt 690 V på de små møllene og opp til 6 kv på de største møllene. I hver vindmølle vil det være en transformator som transformerer spenningen opp til 22 kv for overføring til en transformatorstasjon i vindparken. Det er vurdert 2 alternative lokaliseringer av transformatorstasjonen i vindparken. Disse alternativene betraktes som likeverdige og begge omsøkes. For hvert alternativ er det utarbeidet plan for intern kabling. Alternativ 1: Optimal plassering av transformatorstasjon De 26 nye vindmøllene vil bli fordelt på seks kabelkurser med 4-5 vindmøller på hver kabelkurs. Det betyr at det vil være behov for 6 kabelkurser med 24 kv TSLE enleder kabler, med tverrsnitt fra 95 mm2 til 630 mm2 med en total lengde på ca. 19,3 kilometer. Kablene vil hovedsaklig bli lagt i det interne vegnettet i vindparken. Kartutsnitt med kabeltraseer er vist i vedlegg 3a Grøfteprofil er vist i vedlegg 3b. Tabell 1: Intern kabling i vindparken - kabeltyper og lengder Kabeltype og dimensjon TSLE 3 x 1 x 95 Al TSLE 3 x 1 x 240 Al TSLE 3 x 1 x 400 Al TSLE 3 x 1 x 630 Al Totalt Lengde Ca. 4,9 km Ca. 4,4 km Ca. 4,6 km Ca. 5,4 km Ca. 19,3 km Plasseringen av transformatorstasjonen er vist i vedlegg 2 og 3a. Plasseringen er valgt med fokus på å få korte grøfte- og kabellengder og dermed bidra til å begrense investerings- og

Søknad 21 energitaps kostnader. Alternativ 2: Plassering av transformatorstasjon ved Svinevatnet De 26 nye vindmøllene vil bli fordelt på seks kabelkurser med 4-5 vindmøller på hver kabelkurs. Det betyr at det vil være behov for 6 kabelkurser med 24 kv TSLE enleder kabler, med tverrsnitt fra 95 mm2 til 630 mm2 med en total lengde på ca. 23,4 kilometer. Kablene vil hovedsaklig bli lagt i det interne vegnettet i vindparken. Kartutsnitt med kabeltraseer er vist i vedlegg 3a. Tabell 2: Intern kabling i vindparken - kabeltyper og lengder Kabeltype og dimensjon TSLE 3 x 1 x 95 Al TSLE 3 x 1 x 240 Al TSLE 3 x 1 x 630 Al Totalt Plasseringen av transformatorstasjonen er vist i vedlegg 2 og 3a. Plasseringen er valgt med fokus på å få kort 132 kv linjetrase. Investeringskostnadene for grøfter og kabelarbeider er estimert til ca 11 mill kr for alt. 1 og 14 mill. kr for alt. 2. Tapskostnadene blir nokså like for de to alternativene. 8.4 Transformatorstasjoner Lengde Ca. 4,5 km Ca. 4,8 km Ca. 14,1 km Ca. 23,4 km Krafttransformator med lastkobler: 66/22 kv, kjøling ONAN/ONAF 70 MVA 66 kv bryterfelt (konvensjonelt) 1 22 kv koblingsanlegg: Antall felt for vindturbiner. 7 Antall felt for lokal tilknytning/reserve 1 Antall felt for kondensatorbatterier. 2 Antall felt for måling, krafttrafo og stasj.trafo 3 Stasjonstransformator 22000/240 volt 200 kva Styrestrømsforsyning og batteri 110 volt DC 1 En-linjeskjema er vist i vedlegg 4. 8.4.2 Tiltak i eksisterende transformatorstasjon I eksisterende transformatorstasjon i Gursken er det ledig plass til et ekstra bryterfelt for en 66 kv avgang. Utvidelse av en ekstra 66 kv avgang vil som resten av apparatanlegget i Gursken bli bygd som konvensjonelt innendørs koblingsanlegg. Nødvendige tiltak i Gursken transformatorstasjon er vist under. En-linje skjema i vedlegg 5. Tabell 7 Nødvendige tiltak i Gursken transformatorstasjon Beskrivelse Utvidelse av 66 kv bryterfelt til vindparken: Effektbryter ordkniv strømtransformator, spenningstransformator vern- og kontrollutrustning kabel osv. Utvidelse av 66 kv felt avg. Håheim: effektbryter strømtransformator vern- og kontrollutrustning kabel osv. Antall 1 1 8.4.1 Transformatorstasjon i vindparken Det planlegges bygget en transformatorstasjon i vindparken. To alternative lokaliseringer er vurdert, jfr kart i vedlegg 2. Løsningene omsøkes uprioritert. Elektrisk utrustning i transformatorstasjonen kan bli slik:

Haugshornet Vindkraftverk 22 8.5 Kompensering Kort om behov for kompensering og aktuelle løsninger. Dersom det blir installert vindmøller med asynkronmaskiner, vil det være behov for kompensering. Det forutsettes at vindkraftparken kompenserer for eget reaktivt forbruk. Vindparken vil oppfylle gjeldende krav til spenningskvalitet. Figur 12 Gursken transformatorstasjon 8.6 Tilknytningsledning - trasebeskrivelse Det er vurdert to alternative trasèer for kraftledninger inn i vindparken med to ulike plasseringer av transformatorstasjonen. I alternativ 1 er transformatorstasjonen lokalisert omtrent i sentrum av vindparken. Dette gir den lengste kraftledningstraseen. I alternativ 2 er transformatorstasjonen plassert lenger øst ved Svinevatnet. Dette gir en kortere kraftledningstrase. 8.6.1 Kraftledning - teknisk beskrivelse Omsøkt ledning vil bestå av kreosotimpregnert trestolper med traverser i galvanisert stål. Figur 13 viser skisse av omsøkt tremast. Tekniske data for ledninger og kabler fra Gursken til transformatorstasjon i vindparken er vist i Tabell 8. Omsøkte trasèer er vist på kart i vedlegg 2. Figur 13 Eksempel på 66 kv tremast Alternativ 1 Lengde på planlagt tilknytningsledning er 4 km og investeringskostnaden er beregnet til 3,3 mill NOK. Ledningen starter fra Gursken transformatorstasjon på vestsiden av eksisterende 66 kv ledning til Håheim. Ledningene føres parallelt til andre masta rett

Søknad 23 Tabell 8 Tekniske data for nettilknytning for vindparken Luftlinje Spenningsnivå 72,5 kv Linetype 3 x FeAl 240 (26/7) Linediameter 27,36 mm Innføringsvern 2xFe 70 Mastetype Trestolper/ståltravers Faseavstander 3 m Normale mastehøyder 14-18 m Isolatorer/lengde Glass- eller komposittisolatorer/0,75 m Normale spennlengder 100-300 m Byggeforbudsbelte/ryddebelte 20 m (10 m fra senterlinje for midtfase) Kabler Jordkabel TSLE Tverrsnitt 3x1x800 mm 2, aluminium (evt. 630 mm 2 ) ovenfor Gursken transformatorstasjon. Herfra går omsøkte ledning videre nordover, mens eksisterende ledning går nordøstover. Videre vil omsøkte ledning gå over et dalsøkk før den går i vinkel nordvestover, ovenfor Brekke. Det vil være ca. 180 meter fra ledningen til nærmeste bygg ved Brekke. Trasèen følger så fjellryggen videre nordvestover på nordsiden av Brekkeelva og Sæsvatnet, og på sørsiden av Storetua. Herfra fortsetter trasèen rett mot transformatorstasjonen i vindparken (alt. 1). Transformatorstasjonen er plassert mellom Nørdbergheida og Storetua. Alternativ 2 Traselengden er 2,4 km og investeringskostnaden er beregnet til 2,4 mill. NOK. Starten av ledningen følger samme trase som alternativ 1, men ved Helleberget (sør for Svinevatnet) vinkles trasèen nordover mot transformatorstasjonen på vestsiden av Svinevatn (alt. 2). kv linja fra Gursken transformatorstasjon til vindparken. 8.6.3 Arealbehov for tilknytningsledningen Arealbruken til en kraftledning er i hovedsak begrenset av krav til avstand til bebyggelse og behov for å rydde skog langs trasèen for å oppnå sikker drift. Normalt settes rydde- og byggeforbudsbeltet for 66 kv luftlinjer 10 meter ut fra senterlinja for midtfasen, totalt en gate med 20 m bredde. Begge de omsøkte trasèene vil for det meste gå i ubebygd område. Nærmeste bebyggelse for luftlinjen vil være husene på Brekke. De nærmeste bygningene ved Brekke vil ligge ca. 180 m fra omsøkt 66 kv linje. 8.7 Anleggsvirksomhet Kraftledning Byggetid for kraftledningen vil normalt være 4-8 måneder. Det vil være behov for midlertidig lagringsplass for stolper, tromler, klemmer og annet utstyr. Tomta utenfor Gursken transformatorstasjon kan benyttes som lagringsplass for tromler klemmer osv. Midlertidig lagring av stolper kan for eksempel være langsveien i nærheten av Gursken transformatorstasjon eventuelt ved Brekke. Det vil da bli gjort avtale med grunneiere. Stolpelager vil bli plassert slik at utflyging ikke skjer i konflikt med høgspentlinjer. Transformatorstasjon Anleggsperioden for opparbeiding av tomt og bygging av stasjonsbygg er anslått til å være ca. 3,5-4 måneder. Montasje og idriftsetting vil ha en varighet på ca. 4,5 måneder. Transport til transformatorstasjonen vil skje med bil på veien som blir bygd inn til vindparken. Etter endt anleggsperiode vil eventuelle skader i terrenget bli reparert, se miljøoppfølgingsprogram. I begge alternativene forutsettes det at eksisterende 22 kv linje fra Gursken transformatorstasjon må flyttes/legges om for å gi plass til den planlagte 66 Transport vil i all hovedsak skje med helikopter der det ikke er vei i nærheten av linjetrasèen.