Ny sentralnettforbindelse til Sør- Rogaland En oversikt over behov, aktuelle løsninger og tema som planlegges konsekvensutredet Lyse Sentralnett AS August 2012
1. Innledning... 8 1.1 Bakgrunn... 8 1.2 Presentasjon av tiltakshaver... 8 1.3 Ønsker du mer informasjon?... 9 2. Begrunnelse for tiltaket... 10 2.1 Status og utfordringer for kraftsystemet i Sør-Rogaland... 11 2.1.1 Forsyningssikkerhet i Sør-Rogaland... 12 2.1.2 Behov for fornying og oppgradering av nettet... 14 2.1.3 Fremtidige utfordringer ved fortsatt forbruksvekst... 14 2.1.4 Tilrettelegge for vindkraftproduksjon... 15 2.1.5 Driftsforhold i sentralnettet... 15 2.2 Hvordan sikre Sør- Rogaland tilfredsstillende forsyningssikkerhet?... 15 2.2.1 Økt kraftproduksjon... 16 2.2.2 Redusert forbruk... 17 2.2.3 Tiltak i nettet... 18 2.3 Samfunnsøkonomiske vurderinger... 18 2.4 Vurderte systemløsninger... 19 2.5 Systemspenning og dimensjoneringskrav... 20 3. Beskrivelse av tiltaket... 22 3.1 Traséalternativer... 22 3.2 Alternativ 1.0 - Lysebotn - Jøssang - Mariero - Stølaheia... 24 3.2.1 Nærmere om alternativ 1.0... 25 3.3 Alternativ 2.0 - Lysebotn - Jøssang - Bruravika - Stølaheia... 31 3.3.1 Nærmere om alternativ 2.0... 32 3.4 Alternativ 3.0 Lysebotn Jøssang - Hogstad Stølaheia... 34 3.4.1 Nærmere om alternativ 3.0... 34 3.5 Alternativ 4.0 - Lysebotn - Forsand - Hogstad - Stølaheia... 37 3.5.1 Nærmere om alternativ 4.0... 38 3.6 Alternativ 4.1 - Lysebotn - Forsand - Riska - Stølaheia... 40 3.7 Alternativ 5.0 - Lysebotn - Sporaland - Hogstad - Stølaheia... 42 3.7.1 Nærmere om alternativ 5.0... 43 3.8 Alternativ 5.1 - Lysebotn - Skelbrei - Hogstad - Stølaheia... 44 3.9 Mastetyper og liner... 45 3.10 Kabelforbindelser... 48 3.10.1 Sjøkabel... 48 3.10.2 Landkabel... 48 3.11 Muffeanlegg for overgang mellom luftlinje og kabel... 49 Lyse Sentralnett AS side 2 av 80
3.12 Kompenseringsanlegg... 50 3.13 Sentralnettstasjoner... 51 3.13.1 Tilkobling i Lyse stasjon... 51 3.13.2 Tilkobling i Stølaheia stasjon... 51 3.14 Installasjon, drift og vedlikehold... 52 3.14.1 Sentralnettstasjoner... 53 3.14.2 Luftlinjer... 53 3.14.3 Kabel... 53 3.14.4 Muffeanlegg... 54 3.15 Sanering... 54 3.16 Andre tekniske anlegg... 55 3.17 Kostnader... 56 4. Andre vurderte løsninger... 57 4.1.1 Alternativ i: Lyse-Tau-Dusavik-Stølaheia... 58 4.1.2 Alternativ ii: Lyse-Jøssang- Solbakk-Mosvannet-Stølaheia... 58 4.1.3 Alternativ iii: Lyse-Mariero-Stølaheia... 59 5. Miljøvirkninger av anleggene... 60 5.1 Landskap og opplevelsesverdi... 60 5.2 Naturvern, naturmiljø og biologisk mangfold... 61 5.3 Marint naturmangfold... 63 5.4 Inngrepsfrie naturområder... 63 5.5 Kulturminner og kulturmiljø... 64 5.6 Friluftsliv, reiseliv og turisme... 64 5.7 Jord- og skogbruk... 65 5.8 Fiskeri og fiskeressursene... 66 5.9 Bebyggelse. Elektromagnetiske felt og helse... 66 5.10 Støy... 67 5.11 Forurensing og forurensingsfare... 68 5.12 Flytrafikk og luftfartshinder... 68 5.13 Forsvarsinteresser... 68 5.14 Skipstrafikk, ankring og opplagsområder... 69 5.15 Øvrig infrastruktur... 69 6. Forholdet til andre offentlige og private arealbruksplaner... 70 6.1 Verneplaner... 70 6.2 Kommunale planer... 70 6.3 Regionale og private planer... 71 Lyse Sentralnett AS side 3 av 80
7. Avbøtende tiltak... 73 7.1 Spesialmaster... 73 7.2 Kamuflasje... 73 7.3 Merking... 73 7.4 Vegetasjonsbehandling... 73 7.5 Sanering av underliggende nett... 73 7.6 Kabling... 74 8. Tema som vil konsekvensutredes... 75 9. Litteratur... 80 9.1 Referanser... 80 Lyse Sentralnett AS side 4 av 80
Forord Lyse har over lengre tid arbeidet med planer for en forsterkning av overføringskapasiteten i Sør-Rogaland. Forhåndsmelding om nytt 300 (420) kv overføringsanlegg mellom Lysebotn og Nord- Jæren (Stokkeland i Sandnes) ble sendt på høring allerede i 1985, og konsesjon for forbindelsen ble gitt i 1996. Vedtaket ble påklaget til Olje- og enegidepartementet. Lyse Elnett ba i brev av 29.04.2009 om at behandlingen av denne saken ble avsluttet. Høsten 1999 utførte Lyse og Statnett en felles utredning av alternative forsterkninger av sentralnettet i Rogaland. Evalueringen konkluderte med at en ny forbindelse mellom Lysebotn og Stølaheia best ville ivareta de overordnede behov både i forhold til forsyningssikkerhet og systemteknisk integritet. Forbindelsen ble deretter forhåndsmeldt i mai 2000. Konsesjonssøknad med tilhørende konsekvensutredning ble oversendt NVE til behandling i juni 2001, og deretter lagt ut til offentlig høring. Konsesjonssøknad, med tilhørende konsekvensutredning, ble oversendt NVE for behandling i juni 2001. I etterkant (2002) ble det også gjennomført en tilleggsutredning av mulige sjøkabeltraseer. I 2004 introduserte Lyse gass som energibærer på Nord-Jæren. Dette bidro til å dempe etterspørselsveksten etter elektrisitet, noe som gjorde at realiseringen av forbindelsen kunne utsettes noe. Imidlertid har utbyggingstakten etter dette vært så stor at behovet for en ny forbindelse igjen er blitt svært stort. I løpet av de senere år har det vært gjennomført nye vurderinger av mulige tilkoblingspunkter for en sentralnettsforbindelse til Sør-Rogaland (Statnett 2012). Konklusjonen er klar på at en ny forbindelse bør gå mellom Lyse stasjon (Forsand kommune) og Stølaheia stasjon (Stavanger kommune). I den forbindelse har det også vært utført mer omfattende trasévurderinger knyttet til fremføring av en ny forbindelse. Avhengig av trasevalg vil forbindelsen kunne berøre Forsand, Strand, Sandnes og Stavanger kommuner i Rogaland fylke. I tillegg til ny kraftledning omfatter planene også en utvidelse av eksisterende anlegg i Lyse koblingsstasjon og i Stølaheia transformatorstasjon. Statnetts nettutviklingsplan for 2011 omtaler forbindelsen grundig, og konkluderer med at forbindelsen er en del av hovedstrategien for Sør-Norge. Forbindelsen ligger også inne i NVE s "Nasjonal utbyggingsutredning for overføringsanlegg i elkraftsystemet" (NVE 2009), med bygging i 2013. Videre påpekes at forsyningssikkerheten på Nord-Jæren er svært anstrengt bl.a. grunnet høyt forbruk, gammelt og svakt overføringsnett samt liten lokal produksjon. Dette gir risiko for mørklegging av større områder og store restriksjoner med hensyn til drift og vedlikehold. Foreliggende dokument gir en samlet innføring i bakgrunn og behov for prosjektet, en vurdering av de traseløsninger som nå vurderes som aktuelle, samt gir en beskrivelse av hvilke tema/ problemstillinger som vil konsekvensutredes nærmere i den videre prosessen. Lyse Sentralnett AS side 5 av 80
Har du spørsmål eller synspunkter til planene eller prosjektet, så ta gjerne kontakt med: Prosjektleder Kjetil Helland 52 97 90 55 47 50 90 55 kjetil.helland@lyse.no Kommunikasjonsdirektør Herbjørn Tjeltveit 52 97 91 05 47 50 91 05 herbjorn.tjeltveit@lyse.no Myndighetskontakt Asbjørn Folvik 52 97 90 62 47 50 90 62 asbjorn.folvik@lyse.no Nærmere informasjon om prosjektet og Lyse Sentralnett AS finnes på internettadressen: http://lyse.statnett.no Stavanger, august 2012 Åshild Helland Adm. dir. Lyse Sentralnett AS side 6 av 80
SAMMENDRAG Det overordnede formålet med en ny forbindelse mellom Lysebotn og Stølaheia er å bedre forsyningssikkerheten og dermed redusere risikoen for et større strømutfall i Sør-Rogaland. I tillegg bidrar forbindelsen til å tilrettelegge for innfasing av ny fornybar energi, tilrettelegge for ytterligere vekst og nytt forbruk i Sør-Rogaland, optimalisere nettdriften og øke utnyttelsen av sentralnettet i Sør-Norge. Forbindelsen vil bli 68-79 km lang, avhengig av hvilket traséalternativ som velges. Følgende alternativer vurderes, fra nord til sør, som de mest aktuelle: 1.0 : Lyse Jøssang Mariero Stølaheia 2.0 : Lyse Jøssang Bruravika Stølaheia 3.0 : Lyse Jøssang Hogstad Stølaheia 4.0 : Lyse Forsand Hogstad Stølaheia 4.1 : Lyse Forsand Hogstad Stølaheia 5.0 : Lyse Forsand Sporaland Hogstad Stølaheia 5.1 : Lyse Forsand Skjelbrei Hogstad Stølaheia Forbindelsen vil tilkobles en ny 420 kv stasjon som Statnett planlegger i Lysebotn. I Stølaheia vil ledningen tilkobles et nytt 420 kv anlegg i eksisterende transformatorstasjon. Det nye anlegget krever utvidelse av eksisterende areal. Den nye forbindelsen vil i stor grad følge eksisterende 132 kv linjer, og 63 km eksisterende 132 kv forbindelse vil rives i forbindelse med byggingen. Investeringskostnadene for forbindelsen er foreløpig estimert i størrelsesorden 1,6 2,5 milliarder kroner, avhengig av alternativ. Lyse-Stølaheia vil kreve 3-4 års byggetid etter at konsesjon er gitt. Forbindelsen antas derfor tidligst å kunne driftsettes i 2017-2019, forutsatt at endelig konsesjon gis i 2014/ 2015. side 7 av 80
1. INNLEDNING 1.1 BAKGRUNN Lyse og Statnett har over lengre tid sett behov for å forsterke forsyningssikkerheten for elektrisk kraft mot Sør-Rogaland. Med den sterke utbyggingstakt, og dertil hørende økt uttak av elektrisk kraft, som har vært i regionen de seneste tiårene, er dette behovet etter hvert blitt svært stort. Forhåndsmelding om nytt 300 (420) kv overføringsanlegg mellom Lysebotn og Nord- Jæren (Stokkeland i Sandnes) ble sendt på høring allerede i 1985, og konsesjon for forbindelsen ble gitt i 1996. Vedtaket ble påklaget til Olje- og enegidepartementet. Lyse Elnett ba i brev av 29.04.2009 bedt om at behandlingen av denne saken blir avsluttet. Høsten 1999 utførte Lyse og Statnett en felles utredning av alternative forsterkninger av sentralnettet i Rogaland, både med og uten nye utenlandsforbindelser. Evalueringen konkluderte med at en ny forbindelse mellom Lysebotn og Stølaheia best ville ivareta de overordnede behov både i forhold til forsyningssikkerhet og systemteknisk integritet. I 2000 ble planene om en sentralnettforbindelse mellom Lysebotn og Stølaheia forhåndsmeldt, og utredningsprogram for forbindelsen ble fastsatt av NVE i år 2001. Konsesjonssøknad, med tilhørende konsekvensutredning, ble oversendt NVE for behandling i juni 2001. I etterkant (2002) ble det også gjennomført en tilleggsutredning av mulige sjøkabeltraseer. I 2004 introduserte Lyse gass som energibærer på Nord-Jæren. Dette bidro til å dempe etterspørselsveksten etter elektrisitet, noe som gjorde at realiseringen av forbindelsen kunne utsettes noe. Imidlertid har utbyggingstakten etter dette vært så stor at behovet for en ny forbindelse igjen er blitt svært stort. Det har i løpet av de senere år vært gjennomført nye vurderinger av mulige tilkoblingspunkter for en ny sentralnettforbindelse til Sør-Rogaland (Statnett 2012). Konklusjonen er klar på at en ny forbindelse bør gå mellom Lyse stasjon (Forsand kommune) og Stølaheia stasjon (Stavanger kommune). Basert på de planene som ble fremlagt i 2000-2002, har Lyse Sentralnett AS arbeidet med en oppdatert vurdering av mulige traseløsninger mellom Lyse og Stølaheia. 1.2 PRESENTASJON AV TILTAKSHAVER Tiltakshaver vil være Lyse Sentralnett AS. Selskapet ble stiftet i 2010, og gitt konsesjon av Olje- og energidepartementet i 2012 for å eie og drifte sentralnettsanlegg som tidligere tilhørte Lyse Elnett AS. Lyse Sentralnett AS eies i dag i sin helhet av Lyse Elnett AS, som er et selskap i Lysekonsernet. Det er inngått en intensjonsavtale med Statnett SF om overdragelse av aksjene i selskapet på sikt. Statnett SF er systemansvarlig for kraftnettet i Norge, og har ansvaret for å koordinere side 8 av 80
produksjon og forbruk i kraftsystemet. Statnett eier og driver dessuten store deler av det sentrale norske kraftnettet og den norske delen av ledninger og sjøkabler til utlandet. Statnett eies av staten og er organisert etter lov om statsforetak. Olje- og energidepartementet representerer staten som eier. 1.3 ØNSKER DU MER INFORMASJON? Dersom du ønsker ytterlige informasjon om planene, eller har innspill og informasjon, ser vi gjerne at du tar kontakt med en av våre medarbeidere som er angitt på første side. Ønsker du mer detaljerte kart, flere eksemplarer av foreliggende dokument eller annet materiell, kan dette fås ved henvendelse til Lyse Sentralnett AS. Dette og annen informasjon om prosjektet finnes også på følgende hjemmeside: lyse.statnett.no. side 9 av 80
2. BEGRUNNELSE FOR TILTAKET De siste 30 årene har tallet på innbyggere i Sør-Rogaland økt fra 220 000 (1980) til ca 330 000 (2011). De fleste bor i området rundt Stavanger og Sandnes. Statistisk Sentralbyrå forventer at Sør-Rogaland vil være den raskest voksende regionen i Norge, og at vi innen 2025 vil være 430 000 innbyggere. Det er en sterk sammenheng mellom befolkingsvekst og vekst i kraftforbruket. De siste 20 årene har den gjennomsnittlige befolkningsveksten vært 1,4 % pr år, mens tilsvarende vekst i det maksimale effektuttaket fra kraftnettet har vært 1,6 % pr år (figur 2.1). Vi forventer også i framtiden å se en tilsvarende sammenheng. Selv om større fokus på energiøkonomisering kan bremse veksten i kraftforbruket, vil en økt befolkning likevel medføre økt kraftforbruk. 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Figur 2.1. Utvikling av målt maksimal vinterlast i sentralnettet i Sør-Rogaland i perioden 1970-2011 (MW). Kilde: Lyse Elnett Husholdninger utgjør den største andelen av kraftforbruket i Sør-Rogaland. 44 prosent av boligene i området har elektrisitet som eneste oppvarmingskilde, noe som gjør at forbruket ikke reduseres nevneverdig i perioder med høye strømpriser. Store deler av befolkningen er dermed sårbare for avbrudd i kraftforsyningen på vinterstid. En sikker kraftforsyning er en viktig forutsetning for at Sør-Rogaland skal klare den forventede veksten. Det har ikke vært investert i nye sentralnettslinjer i Sør-Rogaland siden 1985, og i dag er forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland ikke tilfredsstillende, og det er nå nødvendig å beslutte hvilke langsiktige tiltak som står til rådighet. Nedenforstående gir en overordnet begrunnelse for tiltaket. Nærmere info kan finnes i Lyse Elnett (2012) og Lyse/ Statnett (2012). Dokumentasjonen finnes også tilgjengelig på våre nettsider lyse.statnett.no. side 10 av 80
2.1 STATUS OG UTFORDRINGER FOR KRAFTSYSTEMET I SØR-ROGALAND Det produseres ikke kraft i de befolkningstette områdene i Sør-Rogaland. Samtidig finnes det flere store kraftverk i eller nær Lysefjorden og i Sirdalen. Hovedmengden av kraft til forbrukere må derfor transporteres gjennom kraftnettet over kortere eller lengre avstander. Kraftnettet som forsyner forbrukere i Sør-Rogaland består av flere elementer (figur 2.2). Hovedlinjene inn til regionen er del av det norske sentralnettet som binder de ulike landsdelene sammen, og gir forbindelse til utlandet. Kraften transporteres gjennom sentralnettet, fra områder hvor den produseres, til områder der det er behov for kraft. Sentralnettet har dermed en nøkkelrolle for å sikre kraftforsyningen til disse områdene. Det er i dag to sentralnettslinjer som transporterer kraft inn til Sør- Rogaland. Regionen forsynes av en 300 kv ledning fra Feda/Åna-Sira og en tilsvarende ledning fra Tonstad. Begge krafledningene går til en hovedstasjon på Stokkeland i Sandnes kommune. Fra denne forsynes de nordre deler av Sandnes, Sola, Stavanger, Randaberg, Kvitsøy og Rennesøy av to 300 kv ledninger som henger på samme masterekke til Bærheim i Sandnes kommune og videre til Stølaheia i Stavanger kommune. Ledningene nord for Stokkeland forsyner 177 000 mennesker som bor innenfor området. Det er også mulig å overføre kraft til regionen via tre 132 kv linjer som går fra Lysebotn til Tronsholen i Sandnes kommune. Det finnes også to 132 kv linjer på samme masterekke fra Tronsholen til Ullandhaug i Stavanger kommune. Figur 2.2 - Kraftnettet på Sør-Vestlandet side 11 av 80
For å analysere forsyningssikkerheten i kraftnettet i Sør-Rogaland, er det hensiktsmessig å ta utgangspunkt i to typiske snitt i nettet (Figur 2.3): Sør-Rogalandsnittet er definert som de sentralnettsledningene og 132kV ledningene som forsyner Sør-Rogaland. Dette er en 300 kv ledning fra Åna-Sira og en 300 kv ledning fra Tonstad inn til Stokkeland transformatorstasjon i Sandnes kommune. I tillegg er det tre 132kV linjer fra Lysebotn til Tronsholen i Sandnes kommune. Sandnes snittet er definert som de sentralnettsllinjen og 132kV ledningene som forsyner nordre deler av Sandnes i tillegg til kommunene Stavanger, Sola, Randaberg, Kvitsøy og Rennesøy. (Totalt 177 000 innbyggere). Dette er to 300 kv ledninger på samme masterekke fra Stokkeland transformatorstasjon via Bærheim til Stølaheia transformatorstasjon. I tillegg er det to 132 kv linjer fra Tronsholen til Ullandhaug i Stavanger kommune. A Figur 2.3. Område som forsynes innenfor hhv Sør-Rogalandssnittet (A) og Sandnessnittet (B). Kilde: Lyse Elnett 2.1.1 Forsyningssikkerhet i Sør-Rogaland Forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland er i dag identifisert som en av de største fremtidige utfordringene på nasjonalt nivå (ref. Statnett 2010 og 2011, NVE 2009 samt OED 2012). Hovedutfordringen er at det ikke er reserveforbindelser som kan opprettholde forsyningen dersom det blir feil på en av hovedforbindelsene. Den mest alvorlige situasjonen har vi ved feil i Sandnes snittet dersom dobbeltlinjen mellom Stokkeland, Bærheim og Stølaheia faller ut. Slike feil kan være mastehavari, saltråk og ising som kan gi samtidige overslag på begge linjesettene som henger i masten. I 2006 hadde vi en B side 12 av 80
slik samtidig feil forårsaket av saltråk som førte til at dobbeltlinjene falt ut og store deler av de 177 000 innbyggerne innenfor Sandnes snittet mistet strømmen. I januar 2010 ble det på det meste overført 706 MW på kraftlinjene i Sandnessnittet. Av dette ble 528 MW overført via den doble 300kV linjen og 178 MW via den doble 132kV linjen. Et mastehavari eller andre alvorlige feil på 300kV linjen ville ført til et utfall på 528 MW. Overføringskapasiteten i 132 kv linjen er ca 260 MW, og vi kan etter omkoblinger laste opp 132 kv nettet med 82 MW før dette går fullastet. Vi mangler dermed 446 MW som det ikke er mulig å forsyne før feilen er reparert. Forsyningssikkerheten er også mangelfull i Sør-Rogalandsnittet. Ved feil på ei av de to 300 kv linjene som forsyner mot Stokkeland transformatorstasjon er det store deler av året ikke tilstrekkelig kapasitet i den andre 300 kv linjen og underliggende 132kV nett til å forsyne Sør-Rogaland. Figur 2.4 viser at det var over 1000 timer i 2010 hvor forsyningssikkerheten i Sør-Rogalandsnittet ikke var tilfredsstillende. Dette ble redusert til ca. 600 timer i 2011, noe som skyldes at belastningen i området var lavere grunnet mildere vær. Et økende forbruk vil bidra til å øke antall timer med N-0 drift, dvs. drift med redusert forsyningssikkerhet. 1400 Antall timer N-0 drift i Sør- Rogalandssnittet 1200 1000 800 600 400 200 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 År Figur 2.4. Antall timer N-0 drift av sentralnettet i Sør-Rogaland 2006-2011. Kilde: Statnett Ved utfall av en sentralnettforbindelsene vil reparasjonstiden kunne være alt fra noen timer til flere døgn. I denne perioden kan en måtte innføre sonevis utkopling som vil innebære at store deler av næringslivet og innbyggerne i området vil oppleve sykliske utkoplinger av for eksempel 2-4 timers varighet fram til feilen er utbedret. Konsekvensene ved en slik feil vil være størst på de kaldeste vinterdagene når belastningen er høyest side 13 av 80
2.1.2 Behov for fornying og oppgradering av nettet Sentralnettsledninger har som hovedregel en levetid på rundt 70 år. Nærheten til Nordsjøen og et flatt landskap med lite skog, gjør at ledningene i store deler av Sør-Rogaland, og da særlig på Jæren, er utsatt for saltråk. Det vil si at salt fra havet blåser inn over land i spesielle værsituasjoner. Dette fører til at ledningene er mer utsatt for korrosjon enn ledninger lenger inne i landet. Levetiden på ledninger reduseres med 10 år i områder som er utsatt for saltråk, og forventet levetid på ledningene er dermed ca 60 år. De eldste sentralnettledningene inn til Sandnes-/ Stavangerområdet, som ble bygd ut fra 1971-1979, vil dermed ha behov for utskiftninger innen 2030. Det vil være krevende å gjøre omfattende rehabilitering av nettet i Sør-Rogaland siden det store deler av året ikke er reserveforbindelser som kan brukes mens ei linje er utkoblet. Sommeren 2002 var det et omfattende strømbrudd i Sør-Rogaland som følge av at vi fikk feil på den ene 300 kv linjen i Sør-Rogalansnittet mens den andre var utkoblet pga vedlikehold på en bryter. Feilen førte til at store deler av Sør-Rogaland var uten strøm i 4 timer. 2.1.3 Fremtidige utfordringer ved fortsatt forbruksvekst Forsyningssikkerheten forventes å bli gradvis svekket i årene fremover på grunn av forventninger om økning i kraftforbruket. Befolkningsøkningen har vært, og vil trolig fortsatt være, den viktigste driveren for utviklingen av kraftforbruket framover. Det vil sannsynligvis skje en utvikling innen energieffektivisering og noe overgang til fjernvarme til oppvarming. På grunn av forventninger om sterk befolknings- og industrivekst, forventes likevel kraftforbruket å øke selv om kraftforbruket per innbygger reduseres noe. Statistisk Sentralbyrå (SSB) forventer en befolkningsvekst på landsbasis på 19 prosent innen 2025. Ifølge SSBs befolkningsframskrivinger vil folketallet øke betydelig mer enn dette i Sør- Rogaland som inkluderer Sandnes-/Stavangerområdet, hvor det forventes en befolkningsvekst på 29 prosent. På landsbasis er det kun Oslo som har tilnærmet samme vekst. Den sterke befolkningsveksten vil få betydning for utviklingen i maksimaleffekten (figur 2.5), og det er maksimaleffekten kraftnettet må dimensjoneres etter. Prognosen i figuren forutsetter en viss overgang til elektrisitet, blant annet som følge av økt bruk av elbiler og kollektive transportmidler basert på strøm og redusert bruk av olje, gass og naturgass, men den tar også hensyn til økt fokus på energiøkonomisering. side 14 av 80
1 600,0 1 400,0 Sandnes-snittet Sør Rogaland- snittet 1 200,0 1 000,0 800,0 600,0 400,0 200,0 0,0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 Figur 2.5: Prognose for utviklingen av maksimaleffek (MW) innenfor de ulike snittene fram mot 2040. Kilde Lyse Elnett. 2.1.4 Tilrettelegge for vindkraftproduksjon Rogaland har betydelige vindkraftressurser. Det er meldt/ konsesjonsøkt eller konsesjonsgitt ca. 1 950 MW vindkraft i eller nettmessig nær Sør-Rogaland. Sør- Rogaland er et gunstig område for utbygging av vindkraft både pga vindforholdene og fordi de planlagte/ omsøkte vindparker befinner seg i nærheten av dagens sentralnettslinjer. Sør- Rogaland er derfor et prioritert område i forhold til de prioritets-/tildelingskriterier som NVE benytter, men det er likevel usikkert hvor mye som blir bygget. Det er kapasitet i det eksisterende sentralnettet i Sør-Rogaland til å etablere 1000 til 1200 MW ny kraftproduksjon, det vil si om lag 50 prosent av den meldte/konsesjønssøkte og konsesjonsgitte vinkraften i Sør-Rogaland. Når denne grensen er nådd, kan det ikke tilknyttes nye kraftverk før sentralnettet i Sør-Rogaland er forsterket. Dermed kan mangel av kapasitet i sentralnettet føre til stopp i utbygging av miljøvennlig fornybar kraft. 2.1.5 Driftsforhold i sentralnettet Et økende antall utenlandskabler har ført til systemmessige utfordringer i sentralnettet i Sør- Rogaland. Når effektretningen på utenlandskablene endres oppstår det betydelige spenningsendringer i sentralnettet i Sør-Rogaland som ligger nært kablenes endepunkt. Disse spenningsendringene kan til en viss grad motvirkes, men en fortsatt utbygging av utenlandskabler og evt offshoreforsyning vil kreve et sterkere nett i Sør-Rogaland. 2.2 HVORDAN SIKRE SØR- ROGALAND TILFREDSSTILLENDE FORSYNINGSSIKKERHET? For å oppnå en stabil og sikker strømforsyning er det en rekke sentrale behov og utfordringer for kraftsystemet i Sør-Rogaland som må løses. Det fremtidige kraftsystemet i Sør-Rogaland må dimensjoneres for å dekke følgende behov: side 15 av 80
Forbedre forsyningssikkerheten slik at det er nødvendig reserve for feil i sentralnettet. N-1 krtiteriet må være oppfylt. Legge til rette for økt forbruk som følge av befolkningsveksten. Legge til rette for utbygging av ny fornybar kraftproduksjon. Muliggjøre utskifting og fremtidig oppgradering av eksisterende sentralnettsanlegg Forsterke kraftnettet i Sør-Rogaland slik at dette ikke er begrensende for den videre utviklingen av sentralnettet i Sør-Norge og framtidige utenlandskabler. Av disse behovene er forsyningssikkerhet det viktigste. Alternativ utvikling vil kunne påvirke forsyningssikkerheten, men tiltak vil måtte gjennomføres enten ved: Økt lokal kraftproduksjon Redusert forbruk (innenfor de ulike snittene) Økt overføringskapasitet 2.2.1 Økt kraftproduksjon Den eneste utbyggingen av kraftproduksjon som vil kunne hjelpe på forsyningssikkerheten innenfor Sandnessnittet vil være et gasskraftverk på 400 MW. Dette vil i tilfelle kreve en investering på omkring 2,5 milliarder kr. ekslusiv CO2-rensing. I tillegg kommer betydelige driftskostnader. Basert på forventninger om lave kraftpriser i årene framover i det nordiske kraftmarkedet, vil ikke et gasskraftverk være konkurransedyktig i markedet. Et annet moment er at et gasskraftverk som ikke er operativt pga lave markedspriser, vil ha relativt lang mobiliserings-/ oppkjøringstid og dermed svært lite egnet som reserve for utfall i kraftnettet. Det er ikke realistisk å vurdere et gasskraftverk for å forbedre kraftforsyningssikkerheten i regionen. Det finnes betydelige vindkraftressurser i Sør- Rogaland og det er sannsynlig at vindkraft vil bidra til regionens energiproduksjon i større grad enn i dag. Likevel vil ikke vindkraft kunne forbedre forsyningssikkerheten i de forsyningskritiske områdene nord for Stokkeland (Sandnessnittet), da det ikke er mulig å etablere anlegg i dette området. På sikt vil vindkraftanlegg bidra til å forsterke forsyningssikkerheten i Sør- Rogaland, men bare på dager med vind. I praksis betyr vindkraft lite for tilgjengelig vintereffekt, fordi man ikke er garantert at det blåser når forbruket er på sitt høyeste. De to siste vintrene har det vært mindre enn 4 m/s vind på de kaldeste dagene, og i slike situasjoner vil alle vindmøller stå. Ny vannkraft har en tilsvarende problemstilling som for vindkraft. Det er ikke mulig å etablere ny vannkraftproduksjon i de forsyningskritiske områdene nord for Stokkeland (Sandnessnittet). Det er meldt og konsesjonssøkt 140 MW vannkraftverk (stort sett småkraft) i Sør-Rogaland. Mye av dette nye potensialet er småkraft uten vesentlig reguleringsevne. Det finnes et potensial for å øke vannkraftproduksjonen i Sør-Rogaland med 0,2 TWh ved oppgradering og utvidelser av dagens anlegg. En stor andel av kraftproduksjonen vil dermed komme i sommerhalvåret, og lite i vinterhalvåret. Bidraget til energiproduksjon blir derfor kun svakt positivt, mens tilgjengelig vintereffekt blir tilnærmet uendret. side 16 av 80
2.2.2 Redusert forbruk Potensialet for å redusere elforbruket er teoretisk sett stort, men av flere grunner vil bare en begrenset andel la seg realisere innenfor et 5-10-års perspektiv. Dels omfatter en del av potensialet tiltak med svært høye kostnader som gjør tiltakene ulønnsomme for privatpersoner og bedrifter. Dels kan det være kostnadselementer som er utelatt, for eksempel redusert komfort og kostnader til drift og vedlikehold. Tiltak for redusert elforbruk omfatter bedre isolering i bygninger, mer effektive ventilasjonssystemer, innføring av måle- og styresystemer, mer effektive produksjonsprosesser i industrien, samt utskifting av elektrisk utstyr, hvitevarer og belysning i husholdninger og næringsbygg. Nye byggtekniske forskrifter stiller betydelig strengere krav til energibruk i bygg enn tidligere. Stortingsmelding 21 (2011-12) legger til grunn en skjerping av energikravene i byggteknisk forskrift til passivhusnivå fra 2015 og nesten nullenerginivå fra 2020. Nye og rehabiliterte bygg vil dermed være mer energieffektive enn dagens bygg, selv om det også er usikkerhet knyttet til faktisk energibruk i bygg basert på nye tekniske forskrifter og nye standarder som lavenergi- og passivhus. Også for industribygg og lignende er kravene skjerpet utover TEK10 standard. Energieffektivisering i eksisterende bygg er betydelig mer kostbart og usikkert. Mer effektivt elektrisk utstyr, hvitevarer etc. vil trolig velges ved utskifting av gammelt utstyr. Bedre vinduer, økt isolasjon og andre energisparetiltak kan bli gjennomført, hovedsakelig som følge av generell oppgradering, og ikke som rene energisparetiltak. Konvertering fra direkte eloppvarming til fjernvarme og eldrevne varmepumper vil også kunne bidra til å redusere forbruket. Potensialet for utvidelse av fjernvarmeforsyning i vår region er estimert å kunne øke fra 115 GWh i dag til 270 GWh i 2020. Bare 2 prosent av denne konverteringen antas å komme fra strøm (30 GWh). Dette vil bety lite for forbrukssituasjonen i regionen. 33 prosent av eneboliger har allerede installert varmepumpe, og det er forventet at denne utviklingen fortsetter. Det faktiske potensialet for strømsparing ved installasjon av varmepumper er ifølge SSB noe usikkert. 60 prosent reduserer strømforbruket, mens hele 40 prosent øker strømforbruket etter installasjon av varmepumpe. En økning i strømforbruket kan skyldes økt komfort (flere rom varmes opp eller høye innetemperatur) eller at varmepumpen helt eller delvis erstatter oppvarming med ved. Varmepumpene har lavere virkningsgrad i kalde perioder hvor belastninger i nettet er høyest og det er derfor også usikkert hvor stor reduksjon varmepumper vil gi i høylasttimen. Med en befolkningsvekst på 30 prosent innen 2030, og begrenset potensial for å redusere strømforbruket på kort sikt, kan man vanskelig se for seg at strømforbruket i regionen skal kunne reduseres fra dagens nivå fram mot 2020 uten at svært omfattende og effektive tiltak settes i gang raskt. Spørsmålet i denne sammenheng blir da i hvor stor grad man kan klare å begrense veksten i forbruket med den befolkningsøkningen som forventes. Utfallsrommet for framtidig strømforbruk i regionen kan være stort, og det vil være betydelig usikkerhet knyttet til alle anslag på dette. Ved planlegging av sentralnettet i regionen, må man ta høyde for denne usikkerheten. side 17 av 80
2.2.3 Tiltak i nettet Dagens sentralnett i Sør Rogaland oppfyller ikke Statnetts nye minimumskrav til forsyningssikkerhet. Situasjonen vil forverres siden forbruket må forventes å øke ytterligere i årene framover, og Sør Rogaland kan risikere å komme i en situasjon med lavest forsyningssikkerhet i hele landet idet det er under planlegging/bygging forsterkninger/ oppgraderinger i de områdene som i dag har dårligere forsyningssikkerhet. Dette samsvarer ikke med den dynamiske utvikling som forventes i regionen. En videreutvikling i regionen vil være helt avhengig av at det kommer på plass en infrastrukturløsning som sikrer en pålitelig strømforsyning i regionen som også legger til rette for denne utviklingen. Utbygging av ny nettkapasitet inn til Sør- Rogaland vil løse de utfordringene som i dag finnes innen kraftforsyningen, og bidra til en stabil og sikker strømforsyning frem mot 2050. En ny forbindelse vil styrke forsyningssikkerheten i Sør- Rogaland vesentlig, både med hensyn til effekt og energi. Videre vil tiltaket gi betydelig kapasitet for forbruksøkninger i Sør-Rogaland, mulighet til å knytte til ny fornybar kraftproduksjon samt å vurdere kraftforsyning fra land til offshore installasjoner. En ny forbindelse vil også muliggjøre vedlikehold og oppgradering av eksisterende forbindelser på et senere tidspunkt, uten å være nødt til å drifte sentralnettet med lav forsyningssikkerhet. Med 420 kv tilgjenglig i Vestre korridor kan det bygges en ny ledning til området med størst mulig kapasitet. Dette vil være et første trinn mot et gjennomgående 420 kv sentralnett med høy overføringskapasitet i regionen. Det er på denne bakgrunn kun utbygging av ny sentralnettskapasitet som vil kunne løse de behov og utfordringer regionen står over for både på kort og lang sikt. En slik utbygging vil skape et mer robust nett, samtidig som den ivaretar behovene knyttet til forsyningssikkerhet og effektknapphet i Sør-Rogaland. Samtidig vil en ny forbindelse legge til rette for økt produksjon av fornybar kraft og enklere oppgradering av dagens strømnett. 2.3 SAMFUNNSØKONOMISKE VURDERINGER Statnett har besluttet at sentralnettet i Norge skal dimensjoneres og driftes etter det såkalte N-1 kriteriet. Dette betyr at kraftsystemet skal tåle utfallet av en enkelt komponet i nettet uten at det medfører leveringsavbrudd for sluttbrukerne. Sentralnettet i Sør-Rogaland tilfredsstiller ikke dette kravet, og det må bygges en ny sentralnettforbindelse for at kravet kan tilfredsstilles. Det finnes ikke pålitelige markedssignaler om verdien av forsyningssikkerhet, og ekspertutvalg IV som vurderte de samfunnsøkonomiske virkningene knyttet til sjøkablløsning i Hardanger sa bla at N-1 kriteriet er sansynligvis det mest fornuftige investeringskriteriet i sentralnettet siden kostnadene forårsaket av underinvesteringer i forsyningssikkerhet kan være betydelig høyere enn kostnadene forårsaket av overinvesteringer. En av Lyse Sentralnetts oppgaver er å sørge for en samfunnsmessig rasjonell utvikling av kraftsystemet. Lyse Sentralnett skal dokumentere et reelt behov for en ny sentralnettsledning, og i denne sammenheng legges blant annet samfunnsøkonomisk lønnsomhet til grunn. Kravet om samfunnsmessig rasjonalitet innebærer at de totale nyttevirkningene av tiltaket skal overstige ulempene, selv om ikke alle virkningene er side 18 av 80
økonomisk målbare. Nyttevirkninger og kostnader tallfestes og verdsettes så langt dette er mulig. Ikke-kvantifiserbare virkninger, herunder miljøvirkninger, underlegges en bred kvalitativ vurdering. Lyse Sentralnett vil fortløpende under prosjektets gang og frem mot investeringsbeslutning oppdatere og vedlikeholde den samfunnsøkonomiske analysen. Ved endelig investeringsbeslutning skal nytten av Lyse-Stølaheia være større enn ulempene i et langsiktig perspektiv. 2.4 VURDERTE SYSTEMLØSNINGER Lyse Sentralnett har sammen med Statnett vurdert både Kårstø, Håvik og Lyse som mulige forsyningspunkt for en ny sentralnettsforbindelse til Sør-Rogaland. Systemmessig er Kårstø og Håvik tilnærmet det samme punktet, så valget står mellom en kabelforbindelse over Boknafjorden eller en kombinert kabel- og luftlinjeforbindelse til Lysebotn. En Boknafjordforbindelse inkluderer en ca 45 km lang sjøkabel, og kunne vært en aktuell løsning dersom det hadde vært tilstrekkelig kapasitet i sentralnettet i Nord-Rogaland til å forsyne Sør-Rogaland og vice versa. Sentralnettet i både Sør-Rogaland og Nord-Rogaland er begge relativt svake nett som ikke har kapasitet til å håndtere den økte lastflyten som en ny forbindelse mellom nord og sør gir. En Boknafjordforbindelse krever derfor at nettet både i Sør-Rogaland og Nord-Rogaland forsterkes før det bygges en direkte forbindelse mellom kraftnettene. En slik forsterkning i form av spenningsoppgradering fra 300 kv til 420 kv er ikke planlagt før etter 2030. Dette er for sent for Sør-Rogaland som trenger en ny forbindelse så snart som mulig. Det finnes muligheter for å styre kraftflyten over en evt Boknafjordforbindelse, og en slik løsning kunne gjort det mulig å koble sammen de to svake nettene i nord og sør, men slike løsninger kompliserer og øker risikoen i driften av systemet og er ikke anbefalt av Statnett. Lysebotn er derfor vurdert som det eneste aktuelle alternativet for en ny forbindelse til Sør-Rogaland. I Lysebotn finnes sentralnettstasjonen kalt Lyse stasjon som er et sterkt punkt med tilstrekkelig kapasitet til å forsyne Sør- Rogaland. I Sør-Rogaland fins det fem sentralnettstasjoner (figur 2.6); Åna-Sira, Kjelland, Stokkeland, Bærheim og Stølaheia. For å tilfredsstille Statnett sine krav til viktige kraftforbindelser skal Figur 2.6. Sentralnettet i Sør-Rogaland side 19 av 80
kraftforsyningen kunne opprettholdes selv ved feil på en forbindelse. Dette kravet tilfredsstiller ikke sentralnettet i Sør-Rogaland hvor vi har tre utfordringer med forsyningssikkerheten: 1. Bærheim og Stølaheia er forsynt fra den samme masterekken fra Stokkeland, og ved feil på denne er det ingen reserve med unntak av begrenset kapasitet i underliggende nett. 2. Ved feil på ei av linjene mot Stokkeland fra Tonstad eller Åna-Sira/Feda, er det deler av året ikke tilstrekkelig kapasitet i den andre til å forsyne Sør-Rogaland. 3. Ved større feil i Stokkeland stasjon eller Bærheim stasjon kan transitten gjennom stasjonen bli brutt. En slik feil i Stokkeland fører til at også Bærheim og Stølaheia mister forsyningen, og en slik feil i Bærheim fører til at også Stølaheia mister forsyningen. En ny forbindelse til Stølaheia vil løse alle disse tre utfordringene, og er dermed den løsningen som gir størst mulig forsyningssikkerhet. Dette gir to uavhengige forsyninger og tilstrekkelig kapasitet til alle sentralnettstasjoner i Sør-Rogaland. I tillegg vil et totalhavari i en av stasjonene bare berøre den aktuelle stasjonen. Dersom Bærheim velges som endepunkt løser vi bare utfordring 2, og vi må bygge en ny forbindelse mellom Bærheim og Stølaheia for å løse utfordring 1. Vi får heller ikke løst utfordring 3. Dersom vi velger Stokkeland som endepunkt løser vi bare utfordring 2, og vi må bygge en ny forbindelse mellom Stokkeland og Stølaheia for å løse utfordring 1. Vi får heller ikke løst utfordring 3. Lyse-Stølaheia vurderes derfor som den løsningen som gir best forsyningssikkerhet til Sør- Rogaland samtidig som løsning passer godt inn i den øvrige utviklingen av sentralnettet i Sør-Norge. 2.5 SYSTEMSPENNING OG DIMENSJONERINGSKRAV Statnett har besluttet at alt nytt sentralnett skal bygges for 420 kv systemspenning, og dette legges til grunn for forbindelsen. Kraftflyten på forbindelsen vil de første årene etter driftssetting være under 1000 MW, men vil gradvis stige med økt produksjon og forbruk. Flere utenlandskabler vil på sikt gi høyere kraftflyt. Det viktigste dimensjoneringskriteriet er likevel kraftflyten i feilsituasjoner eller når en sentralnettslinje er utkoblet av andre grunner. I slike situasjoner blir kraftflyten større enn 1000 MW. Disse forholdene er vurdert, og forbindelsen dimensjoneres for overføring av 3000 MW. Fra oppstart vil overføringskapasiteten i linjespenn være 3000 MW. Når det gjelder kabelanlegg vil det fra oppstart installeres 2000 MW overføringskapasitet, men det tilrettelegges plass for å installere ytterligere 1000 MW kabelkapasitet i fremtiden dersom behov tilsier dette. I forbindelse med Statnett sine planer om å spenningsoppgradere Vestre korridor skal det bygges en ny sentralnettstasjon i Lyse. Lyse-Stølaheia er avhengig av at nye den nye stasjonen blir bygd fordi det ikke er plass til Lyse-Stølaheia i eksisterende 300kV anlegg i Lyse stasjon. Lyse-Stølaheia må derfor tilkobles 420kV anlegget i den nye stasjon, og fordi side 20 av 80
sentralnettet i Sør-Rogaland har 300kV som driftsspenning må det plasseres overgangstransformatorer mellom 420kV og 300kV. Den optimale plasseringen av overgangstransformatorene vil utredes nærmere, men foreløpige vurderinger viser at overgangstransformatorene bør plasseres i Stølaheia. Vi har derfor brukt 420kV som systemspenning på Lyse-Stølaheia i alle utregninger av overføringskapasitet. side 21 av 80
3. BESKRIVELSE AV TILTAKET Lyse-Stølaheia planlegges som en kombinasjon av luftledning og kabel. Den totale traselengden varierer fra 68 til 79 km, avhengig av alternativ. Andelen luftlinje er mellom 55% og 88%. De øvrige delene av traseen består av sjøkabler og kabler i grøft eller kabeltunnel. For å koble forbindelsen til sentralnettet må det gjøres tiltak i både Lyse stasjon og Stølaheia stasjon. Investeringskostnadene for Lyse-Stølaheia er foreløpig estimert til mellom 1,6 og 2,5 milliarder kroner, avhengig av hvilket alternativ som velges. Lyse-Stølaheia vil kreve 3-4 års byggetid etter at konsesjon er gitt, og antas derfor å driftsettes i 2017-2019, forutsatt endelig konsesjonsvedtak i 2014-2015. 3.1 TRASÉALTERNATIVER De aktuelle trasealternativene som er beskrevet nedenfor er de som Lyse Sentralnett ut fra foreliggende informasjon har vurdert som hensiktsmessig å utrede videre: 1.0 : Lyse - Jøssang - Mariero - Stølaheia 2.0 : Lyse - Jøssang - Bruravika - Stølaheia 3.0 : Lyse - Jøssang - Hogstad - Stølaheia 4.0 : Lyse - Forsand - Hogstad - Stølaheia 4.1 : Lyse - Forsand - Hogstad Stølaheia 5.0 : Lyse Forsand Sporaland Hogstad Stølaheia 5.1 : Lyse Forsand Skjelbrei Hogstad Stølaheia Aktuelle trasealternativer er vist i figur 3.1. side 22 av 80
Figur 3.1: Alternative traseløsninger. Svart strek er luftlinje, blå strek er sjøkabel, rød/svart strek er kabel i tunell og grønn strek er kabel i grøft. Stiplet strek angir luftlinje i parallell med eksisterende 132 kv eller 50 kv linjer. Traséalternativer som er vurdert, men ikke ansett som aktuelle å videreføre er omtalt i kap 4. Gjeldende praksis for å bygge nye kraftledninger er vedtatt av Stortinget (Ot.prp. nr. 62 (2008-2009)), og slår fast at de høyeste spenningsnivåene skal planlegges som luftledninger. Dette er også støttet i Stortingsmelding 14 (2011-2012). Et av hovedprinsippene for å finne traseer har vært å søke å maksimere graden av parallellføring med eksisterende nett. Lyse-Stølaheia følger eksisterende 132 kv og 50kV luftlinjer i store deler av traseen, jfr figur 3.1. Det går i dag tre 132 kv luftlinjer fra Lysebotn til Sandnes området og ei av disse (totalt 63 km) må rives i alle alternativer for å få plass til den nye forbindelsen. side 23 av 80
3.2 ALTERNATIV 1.0 - LYSEBOTN - JØSSANG - MARIERO - STØLAHEIA I alternativ 1.0 planlegges luftlinje fra Lyse stasjon og ut Lysefjorden til Jøssang. Traseen følger i stor grad eksisterende 132 kv trase fram til Jøssang. Fra Jøssang planlegges sjøkabler til Mariero, hvor kablene går videre i kabeltunnel til Stora Stokkavatnet. Kablene legges videre i Stora Stokkavatnet og fram til Stølaheia transformatorstasjon. Alternativet er vist i figur 3.2 og nøkkeltall er vist i tabell 3.1. Figur 3.2 - Alternativ 1.0. Tabell 3.1 - Nøkkeltall for alternativ 1.0 Traselengde Herav nye traseer Bebodde bygningsenheter, hytter og fritidshus mindre enn 100 meter fra midten av traseen. Luftlinje 37,3 km 7,6 km 9 Sjøkabel 25,7 km 25,7 km Kabel i grøft Kabel i tunnel 0,5 km 0,5 km 4,8 km 4,8 km Sum 68,3 km 38,6 km side 24 av 80
3.2.1 Nærmere om alternativ 1.0 3.2.1.1 Lysebotn-Bakkafjellet I Lysebotn har Statnett konsesjonssøkt en ny sentralnettstasjon som på sikt skal erstatte nåværende stasjon. Lyse-Stølaheia vil tilkobles den nye sentralnettstasjonen. Fra stasjonen vil det være en luftlinje i ny trase, grunnet plassproblemer parallellt med eksisterende linjer, og nord/vest mot Fyljesdalen (figur 3.3). Figur 3.3 - Trase fra Lysebotn til Fyljesdalen. Ny linje er merket med svart strek og eksisterende linjer merket med blå strek. Fra Fyljesdalen planlegges Lyse-Stølaheia parallelt med eksisterende 132 kv linjer til Bakkafjellet. For å få plass til den nye linjen må den midterste av de tre eksisterende 132 kv linjene rives slik at Lyse-Stølaheia plasseres mellom to eksisterende 132 kv linjer. I Hatleskog er det noe bebyggelse, og den ene 132 kv linjen vil her flyttes noe, slik at det blir større avstand mellom eksisterende og ny linje og bygningene. I dette området vurderes alternative løsninger, og ett av disse er illustrert i figur 3.4. side 25 av 80
Figur 3.4- Mulig linjetrase gjennom Hatleskog. Den nye linjen ligger på oversiden av bebyggelsen 3.2.1.2 Bakkafjellet - Jøssang Fra Bakkafjellet planlegges linjen parallelt med 132 kv linjen som allerede finnes mellom Bakkafjellet og Dalen. På det nærmeste er traseen 3 km fra Preikestolen og er lite synlig fra dette området. Traseen ligger med skog- og fjellbakgrunn og gir derfor ikke siluettvirkning sett fra Preikestolen. I tillegg vil ytterligere kamuflering av linje og master eventuelt kunne vurderes i dette området. Eksisterende 132 kv linjeforbindelse er svært vanskelig å se fra Preikestolområdet. Den eksisterende 132 kv linjen går ned til Dalen transformatorstasjon og fortsetter deretter mot koblingsstasjonen i Jøssang. Den nye 420 kv linjen har ikke behov for å gå via Dalen. Det er heller ikke er plass til å følge 132 kv traseen Dalen Jøssang, og derfor planlegges ny linjetrase de siste hundre meterne fram til Jøssang (figur 3.5). 3.2.1.3 Jøssang-Mariero Fra Jøssang fortsetter forbindelsen som sjøkabel, og det må derfor bygges et muffeanlegg i Jøssang. Figur 3.5 viser mulig område for plassering av muffeanlegget. side 26 av 80
Figur 3.5 Linje- og kabeltrase i områdene ved Jøssang. Svart sirkel angir mulig plassering av muffeanlegg. Fra muffeanlegget i Jøssang legges det sjøkabler ut Idsefjorden, over Høgsfjorden og inn Gandsfjorden til landfall ved Mariero 3.2.1.4 Mariero - Stølaheia Fra Mariero planlegges traseen i tunnel til Stora Stokkavatnet. Den eneste inngangen til tunnelen blir i Ullandhaug hvor det drives en tunnel mot Mariero og en mot Stora Stokkavatnet. På Ullandhaug vurderes to alternative tunnelinnganger (figur 3.6). side 27 av 80
Figur 3.6 - Alternative plasseringer av tunnelinnganger på Ullandhaug (alternative påhugg). Tunnelen mellom Mariero og Stora Stokkavatn planlegges med en fjelloverdekning mellom 25 og 80 meter. Det er minst fjelloverdekking i endepunktene. I endepunktet på Mariero vurderes to ilandføringssteder (figur 3.7). På begge steder ender tunnelen under havoverflaten, og det bores hull for trekking av sjøkablene inn i tunnelen. side 28 av 80
Figur 3.7- To alternative tunneltraseer fra Mariero til Ullandhaug. I endepunktet ved Stora Stokkavatn vil det bores hull for trekking av kablene fra tunnelen og til kabelgrøft som fortsetter til Store Stokkavatn. Figur 3.8 viser en mulig trase fra tunnelen og frem til Stora Stokkavatn. side 29 av 80
Figur 3.8 - Vurdert trase ved Stora Stokkavatnet. Stiplet linje er tunnel og hel strek er kabel i grøft og kabel i Stora Stokkavatnet. Kablene legges videre i Stora Stokkavatnet og direkte til Stølaheia transformatorstasjon hvor det graves kabelgrøft fra vannet og til stasjonen. side 30 av 80
3.3 ALTERNATIV 2.0 - LYSEBOTN - JØSSANG - BRURAVIKA - STØLAHEIA I alternativ 2.0 planlegges luftlinje fra Lyse stasjon og ut Lysefjorden til Jøssang som i alternativ 1.0. Fra Jøssang fortsetter luftlinjen i ny linjetrase over Botnefjorden og syd-vest til Bruravika. I Bruravika går linjen over til sjøkabel. Sjøkabelen planlegges ut Høgsfjorden og sør i Gandsfjorden til Mariero. Fra Mariero fortsetter kabelen som beskrevet i alternativ 1.0 fram til Stølaheia. Alternativet er vist i figur 3.9 og nøkkeltall er vist i tabell 3.2. Figur 3.9 - Alternativ 2.0 Tabell 3.2 - Nøkkeltall for alternativ 2.0 Traselengde Herav nye traseer Bebodde bygningsenheter, hytter og fritidshus mindre enn 100 meter fra midten av traseen. Luftlinje 44,7 km 12,8 km 12 Sjøkabel 20,1 km 20,1 km Kabel i grøft Kabel i tunnel 0,5 km 0,5 km 4,8 km 4,8 km Sum 70,1 km 38,2 km side 31 av 80
3.3.1 Nærmere om alternativ 2.0 Alternativ 2.0 tilsvarer alternativ 1.0 fra Lyse til Jøssang og fra Mariero til Stølaheia. For områdene mellom Jøssang og Mariero planlegges traseen som beskrevet under. 3.3.1.1 Jøssang-Bruraviga I Jøssang er det bebyggelse, og traseen planlegges rundt bebyggelsen som vist i figur 3.10. Figur 3.10 - Linjetrase merket med svart strek gjennom Jøssang Linjen krysser deretter Botnefjorden og går i ny linjetrase nord for Hesten og ned til Bruraviga. I Bruraviga går forbindelsen over til sjøkabel, og det må derfor bygges et muffeanlegg her. Figur 3.11 viser trase og en mulig plassering av muffeanlegg i Bruraviga. side 32 av 80
Figur 3.11 - Trase og muffeanlegg i Bruravika. Linje er merket med svært strek og kabel med blå. Svart sirkel er vurdert område for plassering av muffeanlegg. 3.3.1.2 Bruraviga - Mariero Fra muffeanlegget i Bruraviga legges kabelen i kabelgrøft til sjøen eller det bores hull for trekking av kablene i rør fra muffeanlegget til sjøen. Kablene spyles eller graves ned i bunnen av Høgsfjorden og følger denne ut og videre sør gjennom Gandsfjorden til Mariero. Fra Mariero følges samme trase som alternativ 1.0 fram til Stølaheia stasjon. side 33 av 80
3.4 ALTERNATIV 3.0 LYSEBOTN JØSSANG - HOGSTAD STØLAHEIA I alternativ 3.0 planlegges luftlinje fra Lyse stasjon og fram til Bruraviga som i alternativ 2.0. Fra Bruravika legges sjøkabel over Høgsfjorden og videre luftlinje til Hogstad og Sandviga. Fra Sandviga krysses Gandsfjorden med sjøkabel før forbindelsen fortsetter med kabel fra Mariero som i alternativ 1.0. Alternativet er vist i figur 3.12 og nøkkeltall er vist i tabell 3.3. Figur 3.12 - Alternativ 3.0 Tabell 3.3- Nøkkeltall for alternativ 3.0 Traselengde Herav nye traseer Bebodde bygningsenheter, hytter og fritidshus mindre enn 100 meter fra midten av traseen. Luftlinje 58,5 km 28,9 km 19 Sjøkabel 7,1 km 7,1 km Kabel i grøft Kabel i tunnel 0,5 km 0,5 km 4,8 km 4,8 km Sum 70,9 km 41,3 km 3.4.1 Nærmere om alternativ 3.0 Alternativ 3.0 tilsvarer alternativ 2.0 fra Lysebotn til Bruraviga og fra Mariero til Stølaheia. Mellom Bruraviga og Mariero er alternativet som beskrevet under. side 34 av 80
3.4.1.1 Bruraviga Hogstad Fra muffeanlegget i Bruraviga legges kablene i kabelgrøft til sjøen eller det borres hull for trekking av kablene fra land til sjøen. Sjøkabelen krysser Høgsfjorden og føres med boring eller kabelgrøft til et muffeanlegg i Dreggjaviga. Figur 3.13 viser mulig plassering av anlegg i Dreggjaviga. Figur 3.13- Mulig plassering av anlegg i Dreggjaviga. Blå strek er kabel, svart strek er luftlinje og svart sirkel er vurdert område for plassering av muffeanlegg. Fra Dreggjavika fortsetter forbindelsen i ny luftlinjetrase på sørsiden av Vårlivarden og fram til Hogstad. side 35 av 80
3.4.1.2 Hogstad - Mariero Ved Hogstad krysser luftlinjen i nærheten av bebyggelsen slik som vist i figur 3.14. Figur 3.14 - Mulig trase for luftlinje ved Hogstad Fra Hogstad fortsetter luftlinjen på østsiden av Lifjellet til Sandviga. I Sandviga fortsetter forbindelsen med sjøkabler over Gandsfjorden og fram til Mariero. Luftlinjen går over til kabel i Sandviga, og det må derfor plasseres et muffeanlegg i Sandviga. En mulig plassering er vist i figur 3.15. side 36 av 80