BKK Nett AS Postboks 7050, 5020 Bergen

(1)

BKK Nett AS Postboks 7050, 5020 Bergen

Side | 1 Norges vassdrags- og energidirektorat

Postboks 5091 Majorstua 0301 OSLO

Deres ref.:

Vår ref.: 12654455 Dato: 08.03.2021

Søknad om anleggskonsesjon etter energiloven § 3-1 for bygging av ny Storebotn transformatorstasjon og 132 kV nettilknytning i Askøy kommune

1. Sammendrag

BKK Nett AS (heretter benevnt BKK Nett) søker med dette om anleggskonsesjon for bygging av ny transformatorstasjon med nettilknytning ved Storebotn i Askøy kommune. BKK Nett søker om tillatelse til å bygge og drive en transformatorstasjon med én stk. transformator med omsetning 132/22 kV og ytelse 32 MVA. Eksisterende 132 kV kraftledning Askøy-Ravnanger krysser forbi stedet hvor transformatorstasjonen søkes etablert, og det søkes om omlegging av kraftledningen til den nye stasjonen.

Transformatorstasjonen skal i første omgang bygges for å gjøre det mulig å forsyne OneSubsea på Horsøy i Askøy kommune med 25 MVA kraft. Transformatorstasjonen klargjøres for ytterligere fremtidig utvidelse av forsyningskapasiteten på Askøy. Eksisterende transformatorstasjoner på Askøy har ikke ledig kapasitet for omsøkt forbruksøkning.

2. Generelle opplysninger 2.1. Presentasjon av søkeren Konsesjonssøker: BKK Nett AS

Postboks 7050 5020 Bergen Organisasjonsnummer: 976 944 801 Kontaktperson: Per Ivar Tautra

Telefon 986 60 768 E-post [email protected]

BKK AS ble stiftet 2. juni 1920 av Bergen og 11 omlandskommuner. BKK AS eies nå av Statkraft (43,4

%) og 19 kommuner på Vestlandet.

Nettvirksomheten drives av BKK Nett AS, som er et heleid datterselskap av BKK AS. BKK Nett AS er en av Norges største distributører av elektrisk energi og en av landets største regionalnetteiere.

BKK Nett er eier av regionalnett på Askøy. Norgesnett har områdekonsesjon innenfor hele Askøy kommune. I dialog med Norgesnett har BKK Nett påtatt seg ansvaret med å søke konsesjon for den nye transformatorstasjonen. Det er p.t. ikke avklart om det blir Norgesnett eller BKK Nett som skal eie anleggene. Dette forventes avklart i løpet av konsesjonsprosessen, og melding om hvilken aktør som

(2)

Side | 2 skal være eier av anlegget, skal være sendt til NVE før eventuelt vedtak om å gi konsesjon til tiltaket.

Norgesnett vil uansett være eier av 22 kV anlegg.

2.2. Søknad om konsesjon for bygging og drift

BKK Nett søker i henhold til energiloven av 29.06.1990 § 3-1 om konsesjon for bygging og drift av følgende anlegg:

• 1 stk. kontrollhus i én etasje med grunnflate 150 m².

• 1 stk. transformatorcelle.

• 1 stk. transformator med omsetning 132/22 kV og ytelse 32 MVA.

• 3 stk. 132 kV utendørs bryterfelt.

• 1 stk. enkel 132 kV samleskinne.

• Kontrollanlegg med fjernbetjening av 132 kV anlegg.

• Hjelpespenningsanlegg.

BKK Nett søker dessuten i henhold til energiloven om endring av gjeldende anleggskonsesjon for omlegging av eksisterende 132 kV kraftledning Askøy-Ravnanger slik at kraftledningen blir delt og går 132 kV Askøy-Storebotn og 132 kV Storebotn-Ravnanger.

Oversiktskart som viser lokaliteten, følger som vedlegg 1.

2.3. Berørte gjeldende konsesjoner

De omsøkte tiltakene innebærer endring av gjeldende anleggskonsesjon for 132 kV kraftledning Askøy-Ravnanger, ref. NVE 201503893-2, nr. 59.

2.4. Lokalisering

Den planlagte transformatorstasjonen er lokalisert i Askøy kommune, på gnr. 9 bnr. 335. Oversiktskart som viser plasseringen følger som vedlegg nr. 1, situasjonsplan følger som vedlegg nr. 2.

Planområdet er vist på kartet nedenfor.

Figur 1. Planområdet. Plasseringen av transformatorstasjonen er markert med en rød ellipse.

(3)

Side | 3 2.5. Andre nødvendige tillatelser og rettigheter

Plan- og bygningsloven

Plan og bygningsloven § 1-3 fastslår at loven ikke gjelder for anlegg for overføring eller omforming av elektrisk energi med tilhørende elektrisk utrustning og bygningstekniske konstruksjoner som nevnt i energiloven § 3-1 tredje ledd, med unntak av kapittel 2 om kartgrunnlag og stedfestet informasjon og kapittel 14 om konsekvensutredning av tiltak og planer etter annet lovverk.

Plan- og bygningsloven § 14 stiller krav til konsekvensutredning for store kraftledningsprosjekter. For ledninger med spenning 132 kV og høyere og med lengde over 20 km, kreves det melding og konsekvensutredning. Det omsøkte tiltaket utløser ikke meldeplikt, men i henhold til Forskrift om konsekvensutredninger (FOR-2017-06-21-854),skal alle tiltak etter energiloven konsekvensutredes. I dette ligger det at tiltakets konsekvenser for allmenne interesser og miljø skal være tilstrekkelig opplyst. Disse punktene er beskrevet i søknaden.

Lov om kulturminner

Omsøkt anlegg kommer ikke i konflikt med kjente registrerte kulturminner. BKK Nett har gjort søk i Askeladden, Riksantikvarens database for kulturminner, og det ble ikke funnet registrerte kulturminner i det omhandlede området. BKK Nett må som tiltakshaver utvise aktsomhet og straks melde fra til fylkeskommunen dersom det ved gjennomføring av tiltaket skulle forekomme funn av automatiske fredede kulturminner, jf. kulturminneloven § 8.

Eventuelt behov for registreringer ved riggområder/mellomlager vil bli avklart med

kulturminnemyndighetene, slik at undersøkelsesplikten etter kulturminnelovens §§ 8 og 9 oppfylles før anleggsstart. Eventuelle funn av automatisk fredede kulturminner kan gjøre det nødvendig med justeringer av anlegget, eventuelt at det må søkes om dispensasjon etter kulturminneloven.

Vegloven

Tiltaket ligger mer enn 130 meter fra nærmeste fylkesvei, Fv 5256 Erdalsvegen. Tiltaket kommer følgelig ikke innenfor byggegrense langs fylkesveien, som etter kommuneplanens bestemmelser har en byggegrense på 30 meter fra veimidte. Nytt bygg kommer derimot 11,5 meter fra veimidte av kjørebane av kommunal vei og 7,9 meter til midten av fortau. Byggegrense langs kommunal vei er 15 meter fra veimidte.

Videre kan ikke nye avkjørsler etableres fra offentlig vei uten at aktuell veimyndighet har gitt tillatelse.

Søknad om tillatelse til bygging innenfor byggegrensen, samt tillatelse til etablering av avkjørsel til transformatorstasjonen blir derfor sendt Askøy kommune. Saken er diskutert med Askøy kommune, og det antas at søknad vil bli møtt med positivt vedtak. Kommunens vedtak vil bli ettersendt til NVE så snart dette foreligger.

Vannressursloven og Lov om laksefisk og innlandsfisk mv.

Tiltaket som det søkes om konsesjon på, innebærer omlegging av en bekk. BKK Nett vil parallelt med at herværende konsesjonssøknad behandles avklare eventuelt behov for konsesjonspliktvurdering etter vannressursloven med NVE v/ Seksjon for vassdrags inngrep, og tillatelse etter Lov om laksefisk og innlandsfisk mv. med Vestland fylkeskommune.

2.6. Fremdriftsplan

Fremdriftsplanen for tiltaket vil være avhengig av varigheten av konsesjonsprosessen. En antatt fremdriftsplan er gitt i tabellen under. Denne har som forutsetning at et eventuelt vedtak om konsesjon ikke påklages. Dersom vedtaket påklages, må det legges inn tid til klagebehandling, og tidspunkt for oppstart av detaljprosjektering og anskaffelser forskyves tilsvarende. Styrende er målet om at stasjonen må være klar for testing i juni 2022, da kunden OneSubsea må ha levert økt effekt i september samme år.

(4)

Side | 4 1.kvartal

2021 2. kvartal

2021 3.kvartal

2021 2.kvartal 2022 Søknad til NVE

NVE høring NVE vedtak Oppstart bygging Idriftsetting anlegg

Tabell 1. Tabell som viser estimert fremdriftsplan for tiltaket som det søkes konsesjon på.

3. Beskrivelse av anlegget

3.1. Plassering av transformatorstasjon

Storebotn transformatorstasjon er planlagt plassert like inntil eksisterende næringsområde i Storebotn, på østsiden av den nordligste delen av næringsområdet. Stasjonen kommer på vestsiden av

eksisterende 132 kV kraftledning Askøy-Ravnanger, mellom mast H43-010 og mast H43-011.

Stasjonen er plassert under en fjellskrent, og vil fra terrenget på østsiden ligge skjult under denne.

Like sør for stasjonen ligger det en myr, og plasseringen er valgt slik at inngrep i myren unngås.

Bekken som renner ut fra myren, må legges om. Tilkomst til stasjonen blir med avkjørsel fra den eksisterende kommunale veien i næringsområdet, og stasjonstomten planeres ut til veikant. Stasjonen plasseres på kote 52 på fast fjell, på knaus som må delvis sprenges ned.

Norgesnett har en 22 kV kabel like ved tomten, og avstanden til 22 kV kabler ved Erdalsvegen er heller ikke stor. BKK Nett vurderer omsøkt plassering som best av hensyn til nærhet til eksisterende kraftnett, grunnforhold og at stasjonen til en viss grad vil ligge noe skjult i terrenget.

Den planerte delen av tomten vil være ca. 2 500 m² stor. Arealet som erverves for formålet utgjør ca.

3 800 m².

Figur 2. Oversiktsbilde som viser tiltaksområdet sett fra vest mot øst. Transformatorstasjonen plasseres mellom den opparbeidede snuhammeren og fjellskjæringen i bakkant.

(5)

Side | 5

Figur 3. Utsnitt fra situasjonsplan for ferdig utbygget stasjon. Det søkes om konsesjon for kontrollhus og én stk transformatorcelle i med transformator i første byggetrinn. Det er den sørligste av de to transformatorene BKK Nett vil bygge i første byggetrinn.

3.2. Bestykning av transformatorstasjonen Transformatorstasjonen bestykkes som følger:

• 1 stk. kontrollhus i én etasje med grunnflate 150 m².

• 1 stk. transformator med omsetning 132/22 kV og ytelse 30 MVA.

• 3 stk. 132 kV utendørs bryterfelt, med DCB brytertype.

• Enkel 132 kV samleskinne, som tilrettelegges for å kunne deles opp.

• Kontrollanlegg med fjernbetjening av 132 kV anlegg.

• Hjelpespenningsanlegg.

Kontrollhus og utstyr utformes for å kunne tilfredsstille klasse 2, selv om transformatorstasjonen blir værende i klasse 1 inntil stasjonen bygges ut med transformator nr. 2.

Behov for antall 22 kV bryterfelt er avklart med områdekonsesjonær Norgesnett, og vises på enlinjeskjema (vedlegg 10).

3.3. Utforming av transformatorstasjonen

Planert areal for Storebotn transformatorstasjon er dimensjonert for fremtidig utvidelse til to transformatorer og delbar 132 kV samleskinne. Det settes også av plass i koblingsanlegget til to ekstra bryterfelt, ett for fremtidig transformator nr. 2 og ett i reserve.

Innstrekkstativ, samleskinne og koblingsanlegg plasseres øst på tomten, mellom transformatorcelle og kontrollhus på den ene siden og fjellveggen på den andre siden. Innstrekkstativet blir 12 meter høyt.

(6)

Side | 6 Kontrollhuset vil ha en lengde på 20 meter og bredde 7,5 meter, som tilsvarer en grunnflate på ca. 150 m². Bygget vil være ca. 4,6 meter høyt til flatt tak, mens takpåbygg går ytterligere 1,9 meter opp. 22 kV koblingsanlegget plasseres i det samme bygget. Huset oppføres i betong én etasje uten kabelkjeller, men med datagulv under 22 kV koblingsanlegg og kontrollanlegget. Byggets fasade/skall vil være av betong. Det installeres vann og avløp i bygget, som vil bli tilknyttet eksisterende vann- og

avløpsledninger som ligger i den kommunale veien like på utsiden av stasjonstomten.

Det etableres 1 stk. standard transformatorcelle i byggetrinn 1. Cellen bygges i betong og vil være ca.

11 meter lang, ca. 7,5 meter bred og ca. 6,5 meter høy.

Fasadetegninger av kontrollhus og transformatorcelle følger som vedlegg 4 og 5.

Transformatorstasjonens tomt planeres til kote 52, og blir liggende i nivå med den kommunale veien som stasjonen ligger inntil.

Stasjonsområdet vil bli inngjerdet. Gjerdet plasseres langs kanten av det planerte arealet. Det vil være port i gjerdet i tomtens sørvestre hjørne for adkomst fra kommunal vei. Port og areal innenfor

dimensjoneres for adkomst med personbiler, montørbiler og mindre lastebiler. Fremtidig innsetting og bytte av transformatorer vil skje fra trailer plassert på kommunal vei. Gjerde legges midlertidig ned ved innsetting og uthenting av transformatorer.

Figur 4. 3D-tegninger av kontrollhuset. Disse følger også som vedlegg 6 til søknaden.

(7)

Side | 7

Figur 5. Snitt-tegning som viser fra venstre mot høyre: Transformator i celle, koblingsanlegg og innstrekkstativ.

3.4. Beskrivelse av nettilknytning

Storebotn transformatorstasjon skal plasseres rett vest for eksisterende 132 kV kraftledning Askøy- Ravnanger, mellom mast H43-010 og H43-011. Kraftledningen eies av BKK Nett, og BKK Nett skal også eie denne etter omlegging. Kraftledningen vil få endret trasé mellom mast H43-010 og mast H43- 011 for å kunne forbindes med transformatorstasjonen.

Dagens kraftledning som skal deles opp, har A-tremaster. Mastene tåler vinkelstrekk, og kan derfor beholdes uendret. Detaljprosjektering vil kunne avdekke om mast H43-11 må forsynes med barduner.

Som følge av at transformatorstasjonen blir liggende under et stup, må det etableres nye master på toppen av stupet. De to nye mastene som skal etableres, er begge planlagt bygget som A-master i tre.

De nye mastene vil være ca. 12 meter høye. De vil visuelt være like de eksisterende A-mastene i området.

Klausuleringsbeltet, herunder byggeforbudsbeltet og skogryddebeltet, langs eksisterende kraftledning er 30 meter bredt, 15 meter målt horisontalt til hver side fra ledningens senterlinje. Klausuleringsbeltet vil ha samme bredde for den omlagte kraftledningen.

Strømførende liner og toppliner blir identiske som på eksisterende kraftledning.

Figur 6. Eksisterende mast H43-010 sør for Storebotn transformatorstasjon.

(8)

Side | 8

Figur 7. Eksisterende mast H43-011 nord for transformatorstasjonen sett fra nord.

Figur 8. Prinsipptegning av A-mast som er lik de eksisterende mastene og som nye master vil være lik.

4. Begrunnelse for søknaden 4.1. Hovedbegrunnelse

Utløsende faktor for å bygge ny transformatorstasjon på Askøy er innmeldt behov for effekt for OneSubsea på Horsøy for å kunne testkjøre store kompressorer som bygges for å plasseres under havet for olje-/gass-kunder.

OneSubsea har i dag forsyning over 22 kV nettet levert fra Askøy transformatorstasjon på Kleppe.

Kapasiteten som OneSubseas anlegg kan forsynes med i dag, er 8 MW. Pumpetester som skal kjøres på ettersommeren 2022, vil kreve ca. 20 MW. I tillegg kommer ordinært øvrig forbruk på anlegget deres med ca. 5 MW. Norgesnett som er områdekonsesjonær i Askøy kommune, har vurdert det som umulig å klare å levere ønsket effekt uten at det etableres ny transformeringskapasitet.

(9)

Side | 9 Foruten behovet som OneSubsea har, pågår det etablering av et stort næringsområde på Storebotn.

Dagens nettkunder i Storebotn-området forsynes fra Askøy eller Ravnanger transformatorstasjoner.

Da OneSubsea bad om økt kapasitet til Horsøy i 2020, ble først tidligere skrinlagt prosjekt om

etablering av ny 132 kV forbindelse Kleppe-Horsøy og ny Horsøy transformatorstasjon vurdert på nytt, ref. NVE 201001757-82. BKK Nett og Norgesnett har forkastet denne løsningen. Storebotn har utviklet seg videre som et næringsområde som det skal satses på, og det forventes at det er her ytterligere forbruksvekst vil komme. Forbrukstyngdepunkt for ny stasjon forventes å bli i Storebotn, mens det er forventet kun kortvarige perioder med høyt forbruk på Horsøy. Plassering av transformatorstasjonen ved Storebotn vil derfor gi lavere 22 kV nettap.

På Askøy er det i dag tre transformatorstasjoner med omsetning fra 132 kV til 22 kV spenning. De to stasjonene som ligger nærmest Horsøy og Storebotn, er Askøy transformatorstasjon (på Kleppe) og Ravnanger transformatorstasjon. Askøy transformatorstasjon har i dag to transformatorer, og har blitt vurdert utvidet med en større transformator eller en tredje transformator. Med nærhet til drikkevann på nedsiden av stasjonstomten og ikke minst nærhet til skole, har BKK Nett kommet til at utvidelse her ikke vil være en god samfunnsmessig løsning. Ravnanger transformatorstasjon, som også har to transformatorer, ligger relativt langt unna forbrukstyngdepunktet (5,6 km), og vi har av den grunn ikke vurdert alternativet nærmere. Etablering av økt transformeringskapasitet i Ravnanger ville ha medført ytterligere behov for bygging av nytt 22 kV nett. Større nettap ville vært en annen konsekvens. Det finnes også en tredje transformatorstasjon på Askøy; Merkesvik. Denne stasjonen ligger enda lenger unna forbrukstyngdepunktet, da den ligger ca. 13 kilometer i ledningstraseen videre nord fra

Ravnanger.

Storebotn, hvor BKK Nett søker om å etablere ny transformatorstasjon, er lokalisert mellom Askøy og Ravnanger transformatorstasjoner og i det nevnte næringsområdet. Avstanden til Horsøy er også kort, bare 2,5 kilometer, hvorav 1,5 km av strekningen med 22 kV kabler kan legges som sjøkabler.

Plasseringen av stasjonen like ved siden av eksisterende 132 kV luftledning er valgt både for å unngå unødig arealbeslag og store kostnader ved fremføring av nye 132 kV ledninger. BKK Nett har vurdert alternative plasseringer av stasjonen for å unngå å bygge på LNF-areal, men har ikke funnet egnede arealer nært ved kraftledningen. Etablering på ledig areal utlagt til næring ville enten ha medført klausulering av næringsarealer som følge av fremføring av 132 kV ledning til stasjonen eller uforholdsmessige merkostnader som følge av kabling i et noe kupert terreng. Slik BKK Nett forstår stortingets gjeldende kablingspolicy, skal det bare unntaksvis etableres 132 kV forbindelser som kabel. Næringsarealet som ligger like vest for omsøkt transformatorstasjon, er planert, men foreløpig ikke bygget på. Grunneierne har ikke ønsket å avstå arealet til transformatorstasjon, da stasjonen med tilhørende nettilknytning ville ha medført vesentlig reduksjon av byggbare arealer. BKK Nett ser også omsøkt plassering som mer hensiktsmessig, både med hensyn til at unødig klausulering unngås og at avstanden til eksisterende 132 kV kraftledning blir kortere. Ved å plassere transformatorstasjonen helt inntil areal som er regulert til næring, ser vi ikke at ulempene som bruk av LNF-areal medfører, er av nevneverdig omfang. Vi viser i denne sammenheng til omtale av virkninger for miljø, naturressurser og samfunn i kap. 6 nedenfor.

Etter Norgesnetts og BKK Netts vurdering vil bygging av ny Storebotn transformatorstasjon tilfredsstille den forventede forbruksveksten på søre delen av Askøy, samtidig som løsningen er rimeligst og er praktisk gjennomførbar de nærmeste årene.

Storebotn transformatorstasjon er medtatt i Regional Kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2020-2040, punkt 5.2.12.

Tiltaket er ikke avhengig av at andre tiltak i kraftsystemet gjennomføres først, så langt gjelder første byggetrinn og som er det som nå omsøkes. I Bergensområdet er det for tiden stor etterspørsel etter økt effektuttak, inklusive fra Storebotn næringsområde. Foreløpig er mye av nytt forbruk satt på vent på grunn av utfordringer i transmisjonsnettet frem til Bergensområdet. Det gjør også at nye

næringskunder med stort effektbehov som vurderer etablering i Storebotn næringspark, ikke får tilknytning før om fem – ti år. OneSubsea har fått aksept for tilkobling av sitt behov hos Statnett.

Løsningen med å etablere Storebotn transformatorstasjon i flere byggetrinn er derfor hensiktsmessig.

(10)

Side | 10 4.2. Samfunnsøkonomisk analyse

4.2.1. Investeringskostnader for omsøkt tiltak

Kostnad (tall i MNOK)

Administrasjon, prosjektering, diverse 4,2

Grunn, betong og bygg 15

132/22 kV transformator + tilkobling 5,7 132 anlegg, 22 kV anlegg, vern og kontrollanlegg 10,1

Totalt 35

Euro usikkerhet 1

SUM 36

Tabell 2. Investeringskostnader.

Investeringskostnadene er sum av prosjektering, anskaffelse, bygging og idriftsettelse. Det må påregnes en usikkerhet på +/- 25 %

Tall som er benyttet, er basert på rammeavtaler som er inngått med komponentleverandører. Størst usikkerhet er derfor knyttet til kostnader til bygg og betong. Endring i valuta (euro) vil kunne påvirke kostnader. Valutaendringer er ikke medtatt i investeringskostnadene under, da disse kan variere mye pga. Covid-19-pandemien. Av kostnader er det antatt at ca. 10 MNOK er eksponert for valutaendring (tall i tabell reflekterer 1 euro = 9,5 NOK).

4.2.2. Samfunnsøkonomisk analyse av tiltaket

Første byggetrinn av Storebotn transformatorstasjon, den løsningen som nå søkes om konsesjon for, er kundespesifikk, og vil i sin helhet bli bygget for anleggsbidrag som Norgesnett krever inn fra OneSubsea. Anleggsbidraget vil av Norgesnett videreføres til BKK Nett dersom det blir BKK Nett som bygger stasjonen. Ny Storebotn transformatorstasjon er av Norgesnett planlagt å kun forsyne

OneSubsea på Horsøy fra tidspunktet da stasjonen spenningsettes. Når behov for effekt til andre kunder senere oppstår i Storebotn, må Norgesnett kreve inn nye anleggsbidrag og tilbakeføre til OneSubsea dersom dette skjer før det har gått ti år, jf. §16-8 i forskrift om økonomisk og teknisk rapportering.

Selv om det ikke finnes alternativer til å etablere ny transformering og transformatorstasjonen finansieres ved innkreving av anleggsbidrag, vil BKK Nett gi en samfunnsøkonomisk analyse av tiltaket. Det foreligger erklæring fra OneSubsea om vilje til å betale anleggsbidrag.

0-alternativ:

Ikke gjøre noe. Det eksisterende 22 kV nettet på Askøy har ikke ledig overføringskapasitet til å kunne møte effektbehovet til kunden OneSubsea. Heller ikke finnes det tilstrekkelig transformeringskapasitet mellom 132 og 22 kV spenning. Kunde OneSubsea, har informert at alternativet for dem er å kjøre dieselaggregat for å fremskaffe nok effekt til den planlagte testkjøringen som skal skje i 2022. For senere tester må tilsvarende tiltak etableres.

OneSubsea opplyser at økt effektuttak av elektrisk kraft er det eneste alternativet som sikrer en bærekraftig langvarig løsning for driften ved deres anlegg på Horsøy. Som alternativ har virksomheten utredet bruk av generatorer. Ettersom OneSubsea i så fall må supplere hele forbruket til testene fra generatorer, må de inngå en avtale om langtidsleie, eventuelt leasingavtale, med en

generatorleverandør. Løsningen som de har utredet, består av 20 generatorer på á 1750 kVA. Det er lagt til grunn 20 stk. generatorer for å kunne ha en maks belastning pr. generator på ca. 75% og i

(11)

Side | 11 tillegg ha en redundans i generatorene slik at testen ikke skal påvirkes av at en av generatorene

stopper. OneSubsea har utredet følgende regnskap for bruk av generatorer:

Antall generatorer 20 stk.

Diesel pr. generator pr. time 260 liter

Diesel totalt pr. time 5200 liter

Timer med testing 570 timer

Totalt diesel pr. test 2 964 000 liter CO2 ekvivalenter pr. liter diesel 2,64 kg CO2 ekvivalenter pr. test 7824,96 tonn

Som tabellen viser, vil bruken av generatorer som alternativ til stabil strømforsyning både være svært kostbar og ha en negativ konsekvens for miljøet.

Alternativ 1 (omsøkt):

Ny transformatorstasjon ved Storebotn.

• Gir nødvendig kapasitet til OneSubsea, og tilrettelegger samtidig for i fremtiden også å kunne forsyne eksisterende næringsområde og ytterligere areal som er under utvikling til næringsområde

• Norgesnett har sikret avtaler for nødvendig trasé for 22 kV kabling mot OneSubsea, største delen av forbindelsen er planlagt som sjøkabler. Det er derfor ikke forventet spesielle utfordringer med 22 kV nettet mot OneSubsea.

Alternativ 2:

Etablere økt transformering ved Askøy (Kleppe) transformatorstasjon, samt oppgradere og forsterke dagens 22 kV nettkapasitet frem til OneSubsea.

• Utfordrende å gjennomføre utvidelse av stasjonen, har drikkevann 35 meter nedenfor transformatorcelle. Det ligger dessuten en skole som nærmeste nabo til

transformatorstasjonen.

• Må oppgradere eksisterende og bygge nye 22 kV forbindelser. Disse vil måtte følge lokalveier i boligområder og blant annet krysse sterkt trafikkert fylkesvei. På grunn av flere foreliggende planer for utvikling av området og som trolig vil komme til realisering senere enn nødvendige tiltak i 22 kV nettet, kan det forventes at kabler ikke vil bli liggende veldig lenge før de i større eller mindre grad må flyttes.

Alternativ 3:

Etablere ny transformatorstasjon ved OneSubsea, Horsøy.

• Etablering av 132 kV kabel fra Askøy til Horsøy. Vil ha tilsvarende utfordringer som å etablere 22 kV forbindelser fra Askøy, jf. ovenfor. Vil påvirke lokalmiljøet under etablering.

• Må bygge helt ny stasjon på Horsøy.

• Må også innen 10 år etablere stasjon i Storebotn-området når næringsområdet der formodentlig utvides. Forsyning på 22 kV fra Horsøy til Storebotn vil gi høyere nettap og være en dyrere løsning enn å etablere Storebotn som eneste nye stasjon, ettersom forbruket vil være størst ved Storebotn.

Utvidelse av Ravnanger transformatorstasjon er ikke tatt med som alternativ i

lønnsomhetsberegningen. Innsetting av ny transformator i Ravnanger vil koste ca. 20-25 MNOK. I tillegg må det etableres ca. 5 km ny 22 kV ledning til ca. 10 MNOK i tillegg til sjøkabler som i alternativ 1. Storebotn transformatorstasjon må da likevel bygges om ca. 10 år dersom næringsområdet får behov for økt effekt, da 22 kV ledningen fra Ravnanger kun vil dekke behovet til One Subsea.

Ettersom de ulike stasjonstiltakene vil ha forskjellige konsekvenser for 22 kV nettet til Norgesnett, er estimerte kostnader for Norgesnett medtatt i beregningene.

Investeringsanalyse er basert på 40 år levetid, 4% rente og 1,5% prisstigning som grunnlagstall.

-

(12)

Side | 12 Løsningen som BKK Nett vurderer til å ha de laveste levetids-kostnadene basert på investeringer,

kostnader til drift/vedlikehold, nett-tap og avbruddskostnader («minimum fire»), anbefales. I tillegg til sammenligning av levetidskostnader er det også gjort vurderinger knyttet til gjennomførbarhet, HMS og hvilken løsning som vil være den beste for samfunnet. En oppsummering av vurderingene er gitt i tabellene nedenfor.

Figur 9. Nåverdianalyse.

Drifts- og vedlikeholdskostnader

Det er benyttet nøkkeltall for nye komponenter som BKK Nett har utarbeidet på bakgrunn av historiske kostnader. Kostander til 22 kV luftledninger er ikke endret, da antall kilometer luftledning vil være tilnærmet uendret.

Tapskostnader

Nettap forventes å endres lite på grunn av korte avstander og likt kapasitetsbehov, slik at nettap her er valgt å se bort fra («normale tapstall» vil uansett ikke endre rekkefølge).

KILE-kostnader

KILE-utfall av nye komponenter vil gi tilnærmet lik KILE, da det er samme kunde i alle alternativene.

(13)

Side | 13

Tabell 3. Tall fra nåverdianalysemodellen. Alternativ 1 får 10 MNOK i år 11, alternativ 2 og 3 får 30 MNOK i år 11.

Tabell 4. Sammenligning av alternativer. Tall er hentet fra Nåverdianalysen.

Alt.

Nåverdi levetids- kostnad

Gjennomførbarhet HMS Omdømme

Alt. 0 38 MNOK for en test

Kan ikke tilknytte OneSubsea

Forventer store CO2 utslipp fra dieselaggregat

Vil gi mye negativ omtale i det offentlige rom.

Alt. 1 (omsøkt)

61,5 MNOK Stor grad av standardisering og rammeavtaler.

Vurderes

uproblematisk både ved etablering og drift.

Vil være visuelt synlig, men forsøkt dempet ved å ha hus og trafoceller i fremkant av ny stasjon Alt. 2

62,5 MNOK

Stor grad av standardisering og rammeavtaler. Har oppgradert flere tilsvarende stasjoner.

Kjent med bygging og drift av tilsvarende anlegg. Vil være uproblematisk å drifte i ettertid.

Utfordrende å bygge ved barneskole og

drikkevannskilde, deretter kabling i boligområder.

Alt. 3 89 MNOK Stor grad av

standardisering og rammeavtaler.

Vurderes

uproblematisk både ved etablering og drift.

Noe utfordrende med å etablere nytt bryterfelt i Askøy, dernest kabling i boligfelt.

(14)

Side | 14

5. Utførte forarbeider

5.1. Kontakt med offentlige myndigheter

BKK Nett har i flere omganger hatt dialog med Askøy kommune, både saksbehandlere på

planavdelingen, byggesak og fagansvarlig for miljø og landbruk. Askøy kommune motsetter seg ikke valgt plassering av transformatorstasjonen, men har poengtert at det må tas hensyn til både vassdrag og hjort. Hjortetrekket som går i nord-sør retning gjennom området, er etter det kommunen opplyser, årsak til at næringsområdet i utgangspunktet ikke er trukket lenger mot øst. Kommunen har ønsket å beholde en korridor øst for næringsområdet, men har for få år siden likevel tillatt en utvidelse av næringsarealet mot øst, bare ca. 100 meter sør for den omsøkte transformatorstasjonen. Temaene vassdrag og hjort kommenterer vi nærmere under punkt 6.8 nedenfor.

Statsforvalteren i Vestland (den gang Fylkesmannen i Vestland) har 21.12.2020 uttalt at dersom tiltaket går klar av den registrerte myren og andre alternative plasseringer innenfor industriområdet eller annet bebygget område er vurdert, vil ikke Statsforvalteren motsette seg plasseringen.

Statsforvalteren mener likevel at installasjoner fortrinnsvis bør søkes plassert innenfor bebygget areal, areal som er avsatt til bebyggelsesformål i plan, fremfor i LNF-områder. Forholdet til myren vil vi kommentere under punkt 6.8 nedenfor. Begrunnelse for plasseringen er gitt under punkt 4.1 ovenfor.

BKK Nett har videre drøftet planene med områdekonsesjonær Norgesnett, som er enig i tiltaket.

5.2. Kontakt med berørte grunneiere

Nedre Kleppe Grunneigarlag AS, også benevnt Storebotn Utvikling, er hjemmelshaver til gnr. 9 bnr.

335 i Askøy kommune. BKK Nett har inngått minnelig avtale med Nedre Kleppe Grunneigarlag AS om kjøp av areal til Storebotn transformatorstasjon og erverv av nødvendige rettigheter for omlegging av 132 kV kraftledningen. Nedre Kleppe Grunneigarlag eier store områder i og rundt Storebotn

Næringspark, og plassering og utforming av transformatorstasjonstomten er gjort i dialog med grunneier for å finne en plassering som vil være best mulig for begge parter.

Andre grunneiere berøres ikke.

5.3. Beskrivelse av vurderte, men ikke omsøkte alternativer

Det har tidligere vært gitt anleggskonsesjon for etablering av transformatorstasjon på Horsøy og fremføring av 132 kV kabelanlegg fra Askøy til Horsøy, ref. NVE 201001757-81. Løsningen ble i sin tid skrinlagt på grunn av endrede markedsforhold for kunden OneSubsea. Under punkt 4.1 ovenfor er det gjort rede for begrunnelsen for at BKK Nett ikke på nytt søker om anleggskonsesjon for etablering av transformatorstasjon på Horsøy. Ovenfor har vi også gjort rede for årsakene til at vi ikke ønsker å etablere økt transformeringskapasitet i Askøy eller Ravnanger transformatorstasjoner.

Da Storebotn ble valgt som lokalitet for ny transformatorstasjon, planla BKK Nett først å etablere transformatorstasjonen på LNF-areal nord for fylkesveien Erdalsvegen. Stedet ble valgt fordi det lå gunstig til nært et punkt hvor en kraftig 22 kV ledning krysser under 132 kV ledningen og det ikke skulle være vanskelig å tilpasse tiltaket til andre aktiviteter. Minnelig avtale med grunneier om erverv av det aktuelle arealet ble inngått, og BKK Nett fikk også avklart med Askøy kommune at plasseringen kunne aksepteres. Imidlertid ble det av Vestland fylkeskommune som veimyndighet ikke gitt tillatelse til etablering av ny avkjørsel nært ved den planlagte transformatorstasjonstomten. Fylkeskommunen henviste BKK Nett til å benytte eksisterende avkjørsel 320 meter lenger øst. Bygging av lang tilkomstvei ville både blitt kostbart og medført tap av en større mengde LNF-areal. På grunn av at fylkeskommunen i tillegg stilte krav om at veien måtte ligge minst 15 meter fra fylkesveien, ville også terrenginngrepene blitt unødig store, da terrenget er mer kupert lenger unna fylkesveien. Askøy kommune mener at den plasseringen av stasjonen som nå omsøkes, er bedre enn den opprinnelig utredede plasseringen. Med hensyn til eksisterende 22 kV nett er den plasseringen som nå omsøkes, jevngod med den opprinnelige løsningen, mens den nye plasseringen ligger enda nærmere forventet fremtidig forbruk i Storebotn-området.

(15)

Side | 15

Figur 10. Kartutsnitt som viser opprinnelig planlagt plassering av transformatorstasjonen.

6. Virkninger for miljø, naturressurser og samfunn 6.1. Gjeldende arealplaner

Gjeldende kommuneplan for Askøy gjelder for 2012-2023 (plan-ID 9001). Aktuelt areal er i

kommuneplanen avsatt til arealformål LNFR; «areal for nødvendige tiltak for landbruk og reindrift og gårdstilknyttet næringsvirksomhet basert på gårdens ressursgrunnlag.» Arealet ligger i tillegg innenfor gul støysone iht. T-1442. I henhold til kommuneplanens bestemmelser kreves i disse områdene en støyfaglig utredning før området kan vurderes utnyttet med ny bebyggelse til støyfølsom bruk.

Kraftledningen Askøy-Ravnanger er i kommuneplanen inntegnet som hensynssone.

Arealet hvor tiltaksområdet ligger, er ikke regulert. Den kommunale veien som tilkomst til transformatorstasjonen skal ta av fra, ligger akkurat innenfor reguleringsplanen for Storebotn.

(16)

Side | 16

Figur 11. Utsnitt av arealplan. Ca. plassering av transformatorstasjon markert med rød ring. Klausulert areal for kraftledning er skravert rødt.

6.2. Arealbruk

Arealbehovet for transformatorstasjonens tomt er ca. 2 500 m², mens arealet som berøres av inngrepet, herunder fyllinger, utgjør ca. 3 900 m². Arealet som medgår til utbygging av

transformatorstasjonen, består stort sett av knauser med blandet skog og lavtvoksende vegetasjon.

Det er ikke registrert bruk av arealet i dag, heller ikke til beite. Askøy kommune kjenner ikke til turstier på dette arealet.

Figur 12. Tomten for transformatorstasjonen sett fra nord.

(17)

Side | 17 6.3. Bebyggelse og bomiljø

6.3.1. Visuelle virkninger

Fra nord er det mulig at transformatorstasjonen til en viss grad vil bli synlig fra Erdalsvegen, men den antas å ville bli skjermet av vegetasjon. Fra terrenget øst for stasjonen vil stasjonen delvis skjules under stupet. Den nordligste delen av stasjonen vil rage over terrenget bak, som stiger i retning sørover. Fra vest og sør blir stasjonen noe synlig, men den kommer i et område preget av industri.

Ettersom det meste av industri er plassert på tilsvarende kotehøyder, er det begrenset hvor langt unna stasjonen vil være dominerende i synsfeltet. Plasseringen inn mot fjellet gjør at stasjonen får god bakgrunnsdekning fra nordvest, vest og sørvest. Innstrekkstativ og bryterfelt plasseres mellom transformatorceller og kontrollhus på den ene siden og fjellet på den andre siden. De visuelle inntrykkene av stålkomponentene blir således dempet.

Figur 13. 3D-tegning av transformatorstasjonen, her sett i fugleperspektiv fra over industritomten på vestsiden.

Innstrekkstativ og koblingsanlegg er ikke inntatt i modellen.

6.3.2. Elektromagnetiske felt

I henhold til dagens forvaltningsstrategi skal det vurderes om det skal gjøres

magnetfeltdempende tiltak dersom magnetfeltverdien beregnes til å overstige 0,4 μT (mikroTesla).

Magnetfeltet øker proporsjonalt med strømmen i den strømførende komponent og er uavhengig av komponentens spenningsnivå. Strømstyrken, og dermed også magnetfeltet, vil variere gjennom døgnet og året.

Direktoratet for strålevern og atomsikkerhet har gitt ut brosjyrene «Bolig nær høyspentanlegg» og

«Bebyggelse nær høyspentanlegg», som informasjon til henholdsvis allmennheten og kommuner og utbyggere. Brosjyrene kan lastes ned fra hjemmesiden til Direktoratet for strålevern og atomsikkerhet, www.dsa.no. Her finnes også annen relevant informasjon.

Det finnes verken helårsboliger eller fritidsboliger i nærheten av tiltaket. Nærmeste næringsbygg ligger 30 (meter fra nærmeste strømførende komponent, og heller ikke næringsbygg vil derfor bli eksponert for magnetfelt fra stasjonen.

Det elektromagnetiske feltet som omgir 132 kV kraftledningen, vil bli uendret fra dagens situasjon.

(18)

Side | 18 6.3.3. Støy

Retningslinjer for behandling av støy i arealplanlegging (T-1442/2012) legges til grunn for støykrav fra anleggsarbeidene. Det vil måtte påregnes noe støy fra anleggstrafikk, riggområder og strekninger der anleggsarbeidene pågår i dagen. Rutiner for varsling av naboer i henhold til Støyretningslinjene (T- 1442/2012) vil bli fulgt.

BKK Nett vil ved bestilling av transformator stille krav til maksimal støy. Det kreves at transformatoren skal avgi maksimalt 52 dB, målt i henhold til IEC 60076 – 10. Støy fra transformatoren dempes ytterligere ved at den plasseres inne i en lukket celle.

6.3.4. Drikkevannskilder

BKK Nett kjenner ikke til at det finnes brønner i eller i nærheten av tiltaksområdet. BKK Nett kjenner heller ikke til at vann fra bekken som berøres av tiltaket, brukes til drikkevann.

6.4. Infrastruktur

Askøy kommune har liggende en reserve drikkevannsledning som krysser over tomten som

transformatorstasjonen er tenkt bygget på. Vann- og avløpsseksjonen i Askøy kommune har bekreftet at ledningen kan flyttes, og detaljer for flyttingen vil bli avklart som del av detaljprosjekteringen.

6.5. Luftfart og kommunikasjonssystemer

Kraftledninger kan påvirke inn- og utflygningsprosedyrer for luftfart. Kraftledninger kan også være luftfartshinder og medføre kollisjoner der linjer henger høyt over bakken. Det omsøkte tiltaket innebærer bygging av transformatorstasjon med nettilknytning, og den tilhørende omleggingen av eksisterende kraftledning vil ikke ha innvirkning på luftfart, herunder ikke utløse krav om merkeplikt etter Forskrift om rapportering, registrering og merking av luftfartshinder.

BKK Nett kjenner ikke til radaranlegg eller andre kommunikasjonsanlegg som vil kunne påvirkes av tiltaket.

6.6. Landskap og kulturminner

Det finnes ingen kjente kulturminner som vil kunne påvirkes av tiltaket. Landskapet vil til en viss grad bli påvirket, vi viser til det som er skrevet under punkt 6.3.1 ovenfor.

6.7. Friluftsliv og rekreasjon

Tiltaket ønskes plassert i et område med arealformål LNF. Transformatorstasjonen skal imidlertid plasseres tett inntil allerede utbygget næringsområde. Etter det BKK Nett kjenner til, basert på dialog med Askøy kommune, har ikke arealet som transformatorstasjonen aktes plassert på, blitt benyttet til friluftsliv eller rekreasjon. Arealet ligger inneklemt mellom næringsområdet og et stup.

6.8. Naturmangfold

BKK Nett har gjort søk i naturbase (www.miljodirektoratet.no) og i Artskart (artsdatabanken). Det er registrert hjortetråkk øst for transformatorstasjonen. Det er ikke gjort andre funn i nærheten av omsøkt tiltaksområde. Videre er det i Naturbase registrert en oseanisk nedbørsmyr med lokal verdi like sør for tomten for transformatorstasjonen. Myren er også kommentert som viktig å ta vare på både av

Statsforvalteren i Vestland og av Askøy kommune.

Myr

Transformatorstasjonen er prosjektert slik at den ikke skal berøre myren. BKK Nett har målt inn kanten av myren, og i samråd med fagkyndig er det avsatt en buffersone på ti meter mellom myrkant og inngrepssonen for transformatorstasjonen. BKK Nett legger opp til at det ikke skal forekomme anleggsarbeid innenfor buffersonen. I anleggsperioden skal det settes opp byggeplassgjerde eller tilsvarende solid sikring for å unngå ferdsel med anleggsmaskiner nærmere enn ti meter fra myren.

(19)

Side | 19 Ivaretagelse av bufferen bidrar til å beholde naturlig terskel som regnes med å danne myren, samt at

faren for å drenere myren minimeres.

Hjortetråkk

Konsekvens for hjortetråkk er utredet av Rambøll/Rådgivende Biologer. Vi viser til rapport utarbeidet januar 2021 og som følger som vedlegg 9 til denne søknaden. Det nærmeste kartlagte hjortetråkket passerer ca. 40 - 50 meter øst for transformatorstasjonen, hjorten trekker med andre ord på platået ovenfor stasjonen, langs eksisterende kraftledning, og kommer ned i søkket nord for stasjonen.

Rådgivende Biologer mener at dette er tilstrekkelig avstand til at hjorten kan passere og at man trolig ikke vil se noen endringer i hjortens trekkadferd som følge av etableringen av transformatorstasjonen.

Lenger sør er hjortetråkket tettere på allerede utbygget areal. Hjortetråkket vurderes å ikke bli påvirket, og konsekvens er i rapporten satt til ubetydelig. Som avbøtende tiltak foreslår Rådgivende Biologer at anleggsarbeidet begrenses til dagtid, da hjorten er betydelig mer aktiv nattestid. Øvrige tiltak er å begrense inngrep til kun det mest nødvendige og ikke grave unødig mye rundt

transformatorstasjonen. BKK Nett vil for øvrig legge til at det vil være mulig å legge til rette for at hjort kan passere over fyllingsfot, inn mot fjellet bak transformatorstasjonen.

Bekk

Eksisterende bekk som krysser over tomten, må legges om. På grunn av det sterke fallet som bekken har lenger nord, regner Askøy kommune det som usannsynlig at det går fisk i bekken.

Bekken kan enten legges om med ca. 100 meter rør eller til åpen løsning hvor den følger terreng langs fyllingsfot over en lengde på 130 meter. Ved omlegging av bekk til å følge fyllingsfot må bekken plastres i bunn og tørrmur etableres for å skape plass til bekken. Enten det etableres rør eller åpen bekk må tiltaket dimensjoneres for flom med 500 års returperiode. Omlegging med rør vil trolig være det mest gunstige dersom arealet i bakkant av stasjonen inn mot fjellet skal være tilrettelagt for at hjort skal kunne passere. Valg av løsning gjøres basert på de føringer som blir gitt av myndighetene.

6.9. Andre naturressurser

Tiltaket etableres i sin helhet i utmark som i dag ikke benyttes til beite, og vil således ikke medføre endringer i ressursgrunnlag eller driftsforhold for driftsenheter innen jordbruk, skogbruk eller reindrift.

6.10. Grunnvann

Stasjonen legges på et lite høydedrag, dels ved sprengning og dels ved utfylling. Det må ved detaljprosjektering være fokus på at myren sør for tomten ikke skal dreneres. Dette hindres blant annet ved at det ikke graves nært utløpet.

6.11. Forurensning

Det er ikke registrert forurensning i området omkring planlagt transformatorstasjon, ref.

Miljødirektoratets grunnforurensingsdatabase, miljostatus.no.

I anleggsperioden vil det være en viss risiko for utslipp av oljer i mindre mengder fra anleggsmaskiner dersom det oppstår skade eller feil på disse. BKK Nett vil stille krav til entreprenører om at tiltak skal iverksettes for at fare for utslipp skal være redusert til et minimum, samt stille krav om at absorbenter alltid skal være lett tilgjengelig på anleggsplassen. Det må være et særlig fokus på at bekken som renner gjennom tiltaksområdet, ikke skal forurenses. Bekken har utløp i Pollelva, som både er gyteområde for sjøørret og oppvekstområde for ungfisk.

Transformatorer inneholder olje. Transformatorceller bygges derfor med standard gruber som skal samle opp eventuell olje for å hindre avrenning til omgivelsene. Over oljegrubene legges

brannhemmende plater.

(20)

Side | 20

7. Sikkerhet og beredskap 7.1. Sikkerhet mot flom og skred

Den aktuelle stasjonstomten ligger ikke i aktsomhets- eller fareområde for skred, ref. atlas.nve.no.

Stasjonstomten ligger heller ikke i flomutsatt område, ref. atlas.nve.no.

7.2. Beredskap

Faren for naturgitt eller menneskeskapt skade på anlegget vurderes til å være liten. BKK Nett har beredskapsmateriell tilpasset viktige komponenter i stasjonen.

Styrende for beredskapsplanleggingen er beredskapsforskriften og veileder til denne. Forskriftens krav vil bli ivaretatt. I henhold til beredskapsforskriften vil Storebotn transformatorstasjon bli klassifisert som klasse 1.

Generelt er lokaliseringen av den omsøkte transformatorstasjonen vurdert til å være godt egnet. Det er lav risiko for langvarige feil. Området er lett tilgjengelig, og stasjonen ligger mindre enn en time unna beredskapslager for stasjonskomponenter.

8. Offentlige og private tiltak

BKK Nett kjenner ikke til offentlige eller private tiltak som er nødvendige for at det omsøkte tiltaket kan gjennomføres.

9. Innvirkninger på private interesser

Som kommentert under punkt 5.2, vil stasjonen bli etablert på tomt som erverves fra gnr. 9 bnr. 335 i Askøy. Ingen andre private interesser berøres.

10. Vedlegg

Nærværende søknad ledsages av følgende vedlegg:

1) Oversiktskart, datert 05.03.2021.

2) Situasjonsplan i målestokk 1:1000, datert 04.03.2021.

3) Situasjonsplan som viser omlegging av 132 kV kraftledning i målestokk 1:2000, datert 04.03.2021.

4) Fasadetegninger kontrollhus.

5) Fasadetegninger transformatorcelle.

6) 3D-tegninger av kontrollhus.

7) 3D-tegninger av transformatorcelle.

8) 3D-tegninger av transformatorstasjonen.

9) Rapport fra Rambøll om tiltakets påvirkning på hjortevilt, januar 2021.

10) Enlinjeskjema, datert 05.03.2021. Unntatt offentlighet iht. offentlighetsloven § 13, jf.

beredskapsforskriften § 6-2.

11) Utfylt skjema for melding om sikring av konsesjonspliktige anlegg. Unntatt offentlighet iht.

offentlighetsloven § 13, jf. beredskapsforskriften § 6-2.

Vennlig hilsen BKK Nett AS

Ketil Tømmernes

adm. direktør Atle Isaksen

leder Nettforvaltning og utvikling

(21)

Elect r onic signat ure

Signed by Dat e and t im e

(UTC+01:00) Amsterdam, Berlin, Bern, Rome, Stockholm, Vienna

Isaksen, Atle Henning

Norwegian BankID 09.03.2021 07.48.40

Tømmernes, Ket il

Norwegian BankID 09.03.2021 08.49.26

This docum ent is signed elect ronically.

The electr onic signat ure is legally binding. This page is added t o provide basic inform at ion about t he electr onic signat ur e(s), and the signed docum ent can be read on t he following page(s). Att ached is also a PDF with more det ailed infor mat ion about t he electr onic signature(s), and also an XML file with the cont ents of the signat ure(s). The att achm ents can be used t o ver ify t he elect ronic signat ur e(s) if needed.

(22)

Signature details

Following is an overview of the electronic signature. The attachment ElektroniskSignatur.xml contains the complete electronic signature.

Document

Title: Søknad om anleggskonsesjon for etablering og drift av Storebotn transformatorstasjon i Askøy kommune Reference:1012367

Electronic Signatures:

Name Isaksen, Atle Henning

Platform Norwegian BankID

Date of birth 1977-09-21

Unique ID 9578-5993-4-4411996

Time stamp 09.03.2021 07.48.40

Certificate issuer CN=BankID - Bankenes ID-tjeneste AS - Bank CA 3,OU=988477052,O=Bankenes ID-tjeneste AS,C=NO

Certificate valid from Jun 11 09:11:36 2020 GMT

Certificate valid to Jun 11 09:11:36 2022 GMT

Certificate PolicyOid 2.16.578.1.16.1.12.1.1

Name Tømmernes, Ketil

Platform Norwegian BankID

Date of birth 1971-12-18

Unique ID 9578-5999-4-1560787

Time stamp 09.03.2021 08.49.26

Certificate issuer CN=BankID DnB NOR Bank CA 2,OU=984851006,O=DnB NOR Bank ASA,C=NO

Certificate valid from Aug 30 19:52:49 2019 GMT

Certificate valid to Aug 30 19:52:49 2021 GMT

Certificate PolicyOid 2.16.578.1.16.1.12.1.1

(23)

Concepts and Abbreviations

SEID-SDO

The SEID SDO is a XML based data package designed to act as a self-contained validation of one or more digital signatures on one or more documents. The reason for this format is to be able to confirm non-repudiation and integrity of the signed document independent of time.

PAdES (PDF Advanced Electronic Signatures)

The PAdES file is a PDF compliant with the PAdES standard, which means that anyone with a regular PDF reader can see what was signed, by whom, and how it was signed. Evidence of every completed signature is embedded within the PAdES, which enables evidence to be unfolded in case of a dispute. The PAdES standard is published by ETSI.

BankID (NO)

BankID is an electronic credential for secure identification and signing on the web. Instead of ballpoint pen, passport and paper, you can use regular BankID with code unit or app or BankID on mobile.

Buypass

Buypass offers electronic identification, electronic signature and payment solutions. Buypass is the only provider of international approved SSL certificates in Norway. Buypass is partially owned by the Norwegian government through the Ministry of Culture.

(https://www.regjeringen.no/en/dep/kud/id545/)