Bakgrunn for vedtak
66 (132) kV kraftledning Tomasgard–Tryggestad
Stranda og Hornindal kommuner i Møre og
Romsdal/Sogn og Fjordane
E-post: nve@nve.no, Postboks 5091, Majorstuen, 0301 OSLO, Telefon: 09575, Internett: www.nve.no Org.nr.: NO 970 205 039 MVA Bankkonto: 7694 05 08971
Hovedkontor Region Midt-Norge Region Nord Region Sør Region Vest Region Øst
Middelthunsgate 29 Vestre Rosten 81 Kongens gate 14-18 Anton Jenssensgate 7 Naustdalsvn. 1B Vangsveien 73
Postboks 5091, Majorstuen 7075 TILLER 8514 NARVIK Postboks 2124 Postboks 53 Postboks 4223
0301 OSLO 3103 TØNSBERG 6801 FØRDE 2307 HAMAR
Tiltakshaver SFE Nett AS
Referanse 201504287-39
Dato 08.05.2017
Notatnummer KN-notat 8/2017
Ansvarlig Siv Sannem Inderberg
Saksbehandler Lars Hagvaag Seim
Dokumentet sendes uten underskrift. Det er godkjent i henhold til interne rutiner.
Sammendrag
Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) gir SFE Nett tillatelse til å bygge en ny ca. 17 km lang 66 (132) kV-luftledning mellom Tomasgard transformatorstasjon i Hornindal kommune og Litlebø i Stranda kommune. NVE gir også SFE Nett tillatelse til å bygge en ny
transformatorstasjon ved Litlebø. NVE gir samtidig SFE Nett samtykke til ekspropriasjon av grunn- og rettigheter til bygging og drift av nettanlegget.
NVEs tillatelse innebærer spenningsoppgradering av en ca. 9,9 km lang 22 kV-ledning til 66 (132) kV på eksisterende masterekke mellom Tomasgard og Støverstein i Hornindal kommune.
Fra Støverstein bygges det en ny ca. 7,2 km lang 66 (132) kV-ledning frem til Litlebø ved fylkesvei 60. NVE gir også tillatelse til å bygge en ny transformatorstasjon med et inngjerdet stasjonsareal på ca. 1000 m2 og et stasjonsbygg ca. 80 m2 ved Litlebø som muliggjør
transformering fra 66 (132) kV til 22 kV. NVE har vurdert to ulike traséalternativer for ny ledning mellom Støverstein og Litlebø/Tryggestad. På grunnlag av en samlet vurdering av samfunnsmessige og miljømessige virkningene av de omsøkte traséene, mener NVE at alternativene B-1-f og B-2-f er de alternativene som gir minst virkninger.
En ny 66(132) kV-ledning mellom Tomasgard og Litlebø og en ny transformatorstasjon er etter NVEs vurdering nødvendig for å gi nettkapasitet til de tre nye konsesjonsgitte småkraftverkene Langedalselva, Røyrhus og Hauge kraftverk i Stranda kommune. Samtidig vil høyere
spenningsnivå redusere nettapene sammenlignet med dagens situasjon, noe som øker nytten av eksisterende kraftproduksjon. NVE mener noe økt reserve til Stranda transformatorstasjon og tilrettelegging for fremtidig forbruksøkning i Sunnylven-området også er en tilleggsgevinst dersom nettanlegget bygges.
Etter NVEs vurdering må det tas investeringsbeslutning om å bygge ut minst 8,4 MW kraftproduksjon før nettanlegget kan bygges. Dersom kraftutbyggingen blir mindre enn 8,4 MW, er det etter NVEs vurdering ikke samfunnsøkonomisk lønnsomt å bygge nettanlegget.
NVE setter vilkår om at det skal benyttes fugleavvisere på utsatte deler av ledningstraséen for å redusere risiko for fuglekollisjoner.
Innhold
Sammendrag ... 1
Innhold ... 2
1. Søknaden ... 3
1.1 Omsøkt nettanlegg ... 3
1.1.1 Oppgradering av eksisterende ledningstrasé og ny ledningstrasé ... 3
1.1.2 Alternativer for ny transformatorstasjon ... 5
1.1.3 Tomasgard transformatorstasjon ... 7
1.1 Utforming av ny 66 (132) kV-luftledning ... 8
1.2 Prioritering av alternativ ... 9
2 NVEs behandling av søknaden ... 9
2.1 Høring av konsesjonssøknad og søknad om ekspropriasjon ... 9
2.2 Befaring ... 10
2.3 Innkomne merknader ... 10
3 NVEs vurdering av søknad etter energiloven ... 11
3.1 Vurdering av behov ... 11
3.2 Teknisk og økonomisk vurdering ... 13
3.3 Vurdering av ikke-omsøkte løsninger ... 18
3.3.1 Alternative plasseringer av ny transformatorstasjon ... 18
3.3.2 Alternative ledningstraséer ... 19
3.4 Sikkerhet og beredskap ... 20
3.4.1 Snø- og løsmasseskred ... 20
3.4.2 Beredskap ... 20
3.5 Visuelle virkninger og virkninger for friluftsliv ... 21
3.5.1 Ledningsseksjon A: Tomasgard–Støverstein ... 21
3.5.2 Ledningsseksjon B: Støverstein–Tryggestad/Litlebø ... 22
3.6 Virkninger for kulturminner og kulturmiljø ... 27
3.7 Vurdering av virkninger for naturmangfold ... 28
3.7.1 Virkninger for naturtyper ... 29
3.7.2 Virkninger for biologisk mangfold ... 30
3.7.3 Inngrepsfire naturområder og sammenhengende naturområder med urørt preg ... 34
3.7.4 Vurdering av samlet belastning for naturmangfoldet ... 34
3.8 Virkninger for arealbruk ... 35
3.8.1 Land- og jordbruk ... 35
3.8.2 Skogbruk ... 37
3.8.3 Kommunal reguleringsplan ved Tryggestad/Langeland ... 37
3.8.4 Fylkesvei 60 og massedeponi ved Gråsteinmyra ... 38
3.9 Vurdering av elektromagnetiske felt ... 38
4 NVEs avveiinger, konklusjon og vedtak om søknad etter energiloven ... 39
4.1 Oppsummering av NVEs vurderinger ... 39
4.1.1 Vurdering av ledningsseksjon A ... 40
4.1.2 Vurdering av ledningsseksjon B-1 ... 40
4.1.3 Vurdering av ledningsseksjon B-2 og ny transformatorstasjon ... 41
4.1.4 Oppsummering ... 42
4.2 NVEs vedtak... 43
5 NVEs vurdering av søknad om ekspropriasjon og forhåndstiltredelse ... 44
5.1 Hjemmel ... 44
5.2 Omfang av ekspropriasjon ... 44
5.3 Interesseavveining ... 45
5.3.1 Vurderinger av virkninger av konsesjonsgitt trasé ... 45
5.3.2 Vurdering av alternative løsninger ... 45
5.3.3 Vurdering av om inngrepet uten tvil er til mer gavn enn til skade ... 45
5.4 NVEs samtykke til ekspropriasjon ... 45
5.5 Forhåndstiltredelse ... 46
Vedlegg A - Oversikt over lovverk og behandlingsprosess ... 47
Vedlegg B – Sammenfatning av høringsuttalelser ... 49
1. Søknaden
Sogn og Fjordane Energi Nett (SFE Nett) søkte den 02.07.2016 om anleggskonsesjon for en ny 66 (132) kV kraftledning fra Tomasgard transformatorstasjon i Hornindal kommune i Sogn og Fjordane fylke til Litlebø/Tryggestad i Stranda kommune i Møre og Romsdal fylke.
Hovedbegrunnelsen for tiltaket er å gi nettkapasitet til konsesjonssøkte og konsesjonsfritatte småkraftverk i Sunnylven-området i Stranda kommune.
SFE Nett søker om spenningsoppgradering av øverste linesett på eksisterende 22 kV tokursledning på strekningen Tomasgard–Støverstein, bygging av en ny 66(132) kV-luftledning fra Støverstein til Tryggestad på mellom 7,2–8,4 km avhengig av trasévalg, legging av ca. 100 meter ny 66 kV-jordkabel for påkobling i Tomasgard stasjon, utvidelse av utendørsanlegget ved Tomasgard
transformatorstasjon, og bygging av en ny transformatorstasjon ved Tryggestad eller Litlebø.
SFE Nett skal foreløpig drifte anleggene med 66 kV-driftsspenning, men anlegget dimensjoneres for 132 kV-spenning med tanke på framtidig overgang til 132 kV driftsspenning. Spenningsnivået på den nye ledningen benevnes derfor som 66 (132) kV.
Dersom det ikke lar seg gjøre å oppnå minnelige avtaler med berørte grunneiere og rettighetshavere, søker SFE Nett om ekspropriasjonstillatelse etter oreigningslova til nødvendig grunn og rettigheter for å bygge og drive kraftledningen og transformatorstasjonen. De søker også om forhåndstiltredelse, som innebærer rett til å ta grunn og rettigheter i bruk før skjønn er avholdt.
1.1 Omsøkt nettanlegg
1.1.1 Oppgradering av eksisterende ledningstrasé og ny ledningstrasé
SFE Nett har delt opp det omsøkte nettanlegget i tre seksjoner. Seksjon A er ca. 9,9 km lang og består av eksisterende 22 kV-tokursledning mellom Tomasgard transformatorstasjon og Støverstein.
Støverstein ligger ved fylkesgrensen mellom Sogn og Fjordane og Møre og Romsdal. Den eksisterende masterekken på strekningen er opprinnelig bygget for en enkel oppgradering av det øverste linesettet til 66 (132) kV. En oppgradering til 66 (132) kV på denne strekningen kan derfor gjøres ved å sette inn tre ekstra isolatorskåler på den øverste kursen og en ekstra isolatorskål på nederste kurs.
Kart 1: Oversiktskart over omsøkte tiltak.
Seksjon B-1 består av strekningen Støverstein–Tryggestad/Litlebø. SFE Nett søker her om å bygge en ny 66 (132) kV-luftledning i ny trasé. To traséalternativer er omsøkt.
Alternativ B-1-c er ca. 6,8 km lang og går på sør-østsiden av dalføret fra Gråsteinmyra. Her går traséen parallelt med eksisterende 22 kV-ledning. Traséen krysser så fylkesvei 60 ved Røyrhusbrua og går parallelt ved nordsiden av veien forbi en skytebane og skistadion. Deretter krysser traséen
fylkesvei 60 igjen og går i bakkant av bosetninger ved Tronstad.
Alternativ B-1-f er ca. 6,1 km lang og har identisk trasé med B-1-c over Gråsteinmyra. Traséen krysser fylkesvei 60 ved Røyrhus bro og følger dalbunnen i større grad enn B-1-f, på nord-vestsiden av Langedalselva. Forbi Kjellstad og videre nordover er traséen lagt ned mot vestsiden av elva. Nord for Tronstad krysser så traséen over til østsiden av elva for å unngå et særlig rasutsatt område på vestsiden.
Mellom Støverstein og Kjellstadli er det liten avstand mellom eksisterende 22 kV-ledning og vedtatt ny trasé for ny fylkesvei 60. SFE Nett ønsker derfor å flytte 22 kV-ledningen ca. 20 meter sørover over en strekning på ca. 500 meter, noe som gjør at eksisterende trasé kan benyttes til den nye 66 (132) kV-ledningen. Dette er etter tiltakshavers vurdering en bedre løsning enn å bygge den nye ledningen på sørsiden av 22 kV-ledningen, som ville medført en ekstra kryssing med tilhørende merkostnad og visuelle og tekniske ulemper. SFE Nett vurderer flyttekostnadene som omtrent like kostnadene for én ekstra kryssing.
Kart 2: Oversikt over traséalternativ B-1-c og B-1-f.
1.1.2 Alternativer for ny transformatorstasjon
Kart 3: Oversikt over stasjonsalternativ B-2-f og B-2-e.
SFE Nett søker også om å bygge en ny transformatorstasjon med en transformator med ytelse 45 MVA og omsetning 66 (132)/22 kV, ett utendørs luftisolert 132 kV koblingsanlegg med ett bryterfelt, et 22 kV koblingsanlegg og et stasjonsbygg med en grunnflate på ca. 80 m2.
Seksjon B-2 består av to traséalternativer som avhenger av de to lokaliseringsalternativene for ny transformatorstasjon, som vist i Kart 3. Alternativ B-2-e fører frem til en ny stasjon ved Tryggestad.
Ledningstraséen er ca. 1,7 km lang og går parallelt med og på sørsiden av eksisterende 22 kV ledning frem til Tryggestad.
Alternativ B-2-e er ca. 1,1 km lang og følger eksisterende 22 kV ledning et stykke. Deretter bryter traséen av nord-vestover mot stasjonsalternativet ved Litlebø, på sørsiden av Langedalselva.
Det omsøkte stasjonsalternativet B-2-e innebærer bygging av den nye stasjonen sør for Langedalselva ved Tryggestad vest for Kvasshaugen. Det inngjerdete stasjonsarealet vil utgjøre ca. 0,6 daa og et areal på minimum på 1,0 daa må planeres ut. Et areal på ca. 2,0 daa må erverves av SFE Nett. Fordelen med dette alternativet er at stasjonen plasseres i nærheten av eksisterende 22 kV-nett, noe som reduserer behovet for investeringer i distribusjonsnettet. Eksisterende skogsbilvei fra Karbø på ca. 750 meter må imidlertid oppgraderes noe, og det må lages en større svingradius i overgangen fra bro til skogsbilvei ved Karbø.
Figur 1: Nødvendige tiltak i forbindelse med alternativ B-2-e.
Stasjonsalternativ B-2-f innebærer bygging av den nye stasjonen like ved fylkesvei 60 mellom veien og Langedalselva, sør for Litlebø. Det inngjerdete stasjonsarealet vil utgjøre ca. 0,8 daa, mens et areal på minimum 1 daa må planeres ut. Tiltakshaver ser for seg å måtte erverve et areal på 3-4 daa.
Fordelen med dette alternativet er at det blir behov for kun 50 meter ny adkomstvei. Alternativet ligger imidlertid lenger bort fra eksisterende 22 kV-nett noe som medfører større investeringer i
distribusjonsnettet sammenlignet med B-2-e. Vurderinger fra Norsk Geoteknisk institutt viser at stasjonen vil være noe mer rasutsatt med denne plasseringen.
Figur 2: Nødvendige tiltak i forbindelse med B-d-f.
1.1.3 Tomasgard transformatorstasjon
Det er ikke nødvendig med vesentlige byggtekniske endringer i Tomasgard transformatorstasjon. Den omsøkte ledningen krever at det bygges et nytt 66(132) kV-bryterfelt i den nordvestre delen av dagens koblingsanlegg. Utvidelsen kan gjøres innenfor dagens stasjonsareal. Inne på stasjonsområdet søkes det det om å legge en ca. 100 meter lang ny jordkabel med minimum strømføringsevne tilsvarende 400 mm2 Al (PEX) mellom kabelendemast til eksisterende 22 kV-ledning frem til nytt bryterfelt.
Tomasgard transformatorstasjon er for øvrig tilrettelagt for 132 kV-driftsspenning.
1.1 Utforming av ny 66 (132) kV-luftledning
22 kV-tokursledningen på strekningen Tomasgard–Støverstein ble bygget i 1991. Det øverste linesettet er av linetype FeAl 150 og kan spenningsoppgraderes til 66(132) kV ved å skifte ut isolatorskålene som vist i Figur 3.
Figur 3: Tegning av master før (a) og etter (b) spenningsoppgradering på strekningen Tomasgard - Støverstein.
Figur 4: Primært omsøkt mastetype med glassisolatorer for den nye ledningstraséen. Travershøyde mellom 12-18 meter, avstand mellom ytterfaser på ca. 9 meter og en typisk masteavstand på 180 meter.
SFE Nett søker primært om bygge strekningen Støverstein–Tryggestad med trestolper. Ifølge tiltakshaver vil komposittstolper per i dag medføre ca. 30 % høyere byggekostnad enn trestolper. De tar imidlertid høyde for at kostnadsreduksjoner kan gjøre komposittstolper til et bedre alternativ i fremtiden. Med komposittstolper vil stolpene normalt bli 2-4 meter høyere og diameteren på stolpene øker med ca. 40 %. Spennlengden vil i snitt øke med 25 %.
1.2 Prioritering av alternativ
SFE Nett har prioritert de omsøkte alternativene på bakgrunn av egne vurderinger og analyser samt skredfarevurdering fra Norsk geoteknisk institutt. Deres egen sammenligning og rangering av
alternativene er oppsummert i matrisen vist i Tabell 1. Som det fremgår av matrisen mener SFE Nett at traséalternativ B-1-f og B-2-f fremstår som de beste alternativene når de sammenligner de totale fordeler og ulemper ved alternativene.
Tabell 1: Matrise med sammenligning og prioritering av alternativ. «+» betyr at alternativet er vurdert som bedre eller billigere, «-» betyr at alternativet er vurdert som dårligere eller dyrere, «0» betyr at alternativene er vurdert som likeverdige på dette området. (*) B-2-e vurderes som helt trygt for ras, men med mindre god tilkomst. B-2-f har god tilkomst og bare tilfredsstillende rastrygghet. SFE Nett prioriterer den bedre tilkomsten ved stasjonsalternativ B-2-f.
2 NVEs behandling av søknaden
NVE behandler konsesjonssøknaden etter energiloven og søknad om ekspropriasjonstillatelse etter oreigningslova. Tiltaket skal også avklares etter andre sektorlover som kulturminneloven og
naturmangfoldloven, i tillegg til at anlegget må merkes i henhold til gjeldende retningslinjer i forskrift for merking av luftfartshindre. En nærmere omtale av lover og forskrifter finnes i vedlegg A.
2.1 Høring av konsesjonssøknad og søknad om ekspropriasjon
Konsesjonssøknaden og søknad om ekspropriasjon og forhåndstiltredelse for ny 66 (132) kV-ledning og ny transformatorstasjon av 02.07.2015 ble sendt på høring 06.01.2016 samtidig med søknadene om utbygging av småkraftverk i Stranda kommune. Årsaken til at høringen dro ut i tid, var at
småkraftsøknadene måtte klargjøres for høringen. Fristen for å komme med høringsuttalelse til søknaden ble satt til 05.04.2016. De berørte kommunene ble bedt om å legge søknaden ut til offentlig ettersyn. Den offentlige høringen av søknaden ble kunngjort to ganger i avisene Fjordingen,
Sunnmøringen og Sunnmørsposten, samt i Norsk lysingsblad. Søknaden fikk også redaksjonell omtale i den lokale nettavisen Hellesylt.info.
Hvilke instanser som fikk søknaden på høring framgår av vedlegg B.
NVE og tiltakshaver arrangerte et felles informasjonsmøte med Stranda og Hornindal kommuner den 26.01.2016. Stranda Energi Nett AS var også tilstede på dette møtet. Møre og Romsdal og Sogn og Fjordane fylkeskommuner samt Fylkesmennene i de to fylkene var også invitert til disse møtet. NVE
arrangerte offentlig møte i forbindelse med høringen av søknaden tirsdag kveld den 26.01.2016.
Småkraftsøknadene var også et tema på dette møtet. Småkraftseksjonen i NVE og kraftutbygger Stranda Energi AS var derfor tilstede på møtet.
2.2 Befaring
Den 07.06.2016 gjennomførte NVE og SFE Nett ved Åsmund Kleiva Nilsen (Jøsok Prosjekt AS) en felles befaring av tiltaksområdet. Området rundt Statens Vegvesens massedeponi på Gråsteinmyrane, samt områder ved Støverstein, Kjellstad, Tronstad og Karbø/Tryggestad og Litlebø ble befart.
2.3 Innkomne merknader
NVE mottok i alt 18 høringsuttalelser til søknaden. Uttalelsene er sammenfattet i vedlegg B. SFE Nett kommenterte uttalelsene i brev av 04.05.2016. Under følger en kort oppsummering.
Få av høringspartene har vesentlige merknader til ledningsseksjon A (spenningsoppgradering Tomasgard–Støverstein). Unntaket er Fylkesmannen i Sogn og Fjordane som mener at SFE Nett må finne en annen trasé som går utenom Sætremyrane naturreservat. Eksisterende 22 kV-trasé går i dag gjennom deler av den nordlige området av naturreservatet over strekning på ca. 400 meter.
Fylkesmannen mener at mastepunktene langsmed dette strekket må flyttes slik at ledningen går utenom verneområdet.
Uttalelser som omtaler ledningsseksjon B-1 er i hovedsak fra grunneiere som enten berøres direkte eller indirekte av traséalternativene. Uttalelsene deler seg inn i to hovedkategorier. 12 av grunneierne mener alternativ B-1-f er det beste alternativet, mens 3 grunneiere mener alternativ B-1-c må velges.
Argumentene for og imot alternativene er primært knyttet til visuelle virkninger, arealbruk og verdiforringelse av eiendommer som følge av ledningen. Noen av høringspartene fremhever også fuglelivet i Langedalen, og mener NVE må sette vilkår om avbøtende tiltak som reduserer risiko for fuglekollisjoner langsmed utsatte deler av de omsøkte ledningstraséene.
Av hensyn til jord- og skogsbruksinteresser, landskapsinngrep, rasrisiko og potensielle konflikter med boligbebyggelse, mener Stranda kommune at alternativ B-1-f er et bedre alternativ B-1-c.
Grunneier Tor Odd Kjellstadli mener at 66 (132) kV- og 22 kV-ledningene bør bygges på en felles masterekke over Gråsteinmyrane. Han begrunner dette med at to ledninger på to masterekker vil legge unødvendig beslag på jordbruksareal og komplisere jordbruket hans, i tillegg til at det forringer landskapsverdiene i et særegent landskapsområde.
Det er også delte syn på ledningsseksjon B-2 blant høringspartene. Grunneierne Gunhild Kvam og Per Ingebrigt Karbø er kritiske til alternativ B-2-e, plassering av ny transformatorstasjon ved Karbø. De peker på at skogen mellom Tryggestad, Langeland og Karbø er et viktig friluftsområde som er mye brukt av lokalbefolkningen. De mener også at avkjøringen ved Karbø bro er potensielt trafikkfarlig og vil bli et problem for anleggstrafikk under bygging av transformatorstasjonen.
Stranda kommune mener også at B-2-f er å foretrekke fremfor B-2-e. De mener at anleggstrafikken ved Karbø bro vil kreve en omfattende utbedring av avkjøringen fra fv. 60 med utretting av vei og omfattende sprengningsarbeid. Området rundt Tryggestad er også under regulering, og dersom området skal benyttes til bolig- og fritidsbebyggelse, vil en transformatorstasjon her være en ulempe for arealutviklingen. B-2-e kan imidlertid være en fordel dersom området skal benyttes til
industriformål.
Grunneierne Synnøve Hjellbakk Hole og Hans Hole er grunneiere av et gårdsbruk ved Litlebø hvor de driver med gårdsturisme. De mener at stasjonsalternativ B-2-f er et dårlig alternativ som går ut over deres næringsvirksomhet. Alternativ B-2-e er ifølge dem en bedre løsning. Med B-2-e vil stasjonen i større grad skjermes av omkringliggende skog og man unngår at ledningstraséen krysser
Langedalselva.
Istad Nett AS er utredningsansvarlig for kraftsystemet i Møre og Romsdal. De uttaler at den omsøkte nettløsningen virker å være den gunstigste av de vurderte løsningene for å tilknytte ny produksjon. De påpeker samtidig at investeringskostnadene er relativt høye og ber NVE om å vurdere om kostnaden kan forsvares ut fra samfunnsnytten ved nye kraftverk og øvrige nyttevirkninger, særlig hvis den faktiske kraftutbyggingen blir mindre omfattende enn omsøkt.
Mørenett eier det øverste trådsettet på 22 kV-ledningen mellom Tomasgard og Støverstein. De mener at nettforsterkningen er nødvendig for å tilknytte ny kraftproduksjon. Mørenett ser helst at
transformatorstasjonen plasseres nærmere belastningstyngdepunktet i Hellesylt enn det SFE Nett har omsøkt. Etter Mørenetts vurdering vil det omsøkte nettanlegget kunne bidra til noe økt reserve til Stranda i 22 kV-nettet, noe som øker den samfunnsøkonomiske nytten av tiltaket.
Stranda Energi Nett AS eier og driver 22 kV-distribusjonsnettet i Sunnylven-området. De ønsker fortrinnsvis at den nye transformatorstasjonen plasseres nærmere Hellesylt enn de omsøkte alternativene. De mener at dette er mer hensiktsmessig med tanke på dagens nettstruktur og
produksjons- og lasttyngdepunktet. En stasjon nærmere Hellesylt reduserer omfanget av nytt 22 kV- distribusjonsnett for å knytte til ny produksjon.
3 NVEs vurdering av søknad etter energiloven
Konsesjonsbehandling etter energiloven innebærer en konkret vurdering av de fordeler og ulemper et omsøkt prosjekt har for samfunnet som helhet. NVE gir konsesjon til anlegg som anses som
samfunnsmessig rasjonelle. Det vil si at de positive konsekvensene av tiltaket må være større enn de negative. Vurderingen av om det skal gis konsesjon til et omsøkt tiltak er en faglig skjønnsvurdering.
I dette kapittelet vil NVE redegjøre for vår vurdering av de omsøkte anleggene og innkomne
merknader. Først vurderer vi behovet for det omsøkte nettanlegget, dernest de tekniske og økonomiske forholdene. Videre vurderer NVE anleggenes visuelle påvirkning på eksisterende bebyggelse,
landskap og friluftsliv. I de påfølgende kapitlene vurderer vi tiltakets påvirkning på temaene kulturminner, kulturmiljø og naturmangfold. Til slutt er det et kapittel om anleggets utforming og vurderinger av avbøtende tiltak. I kapittel 4 er det en oppsummering med NVEs avveiinger, konklusjon og vedtak, mens det i kapittel 5 er gjort en vurdering av søknad om ekspropriasjon og forhåndstiltredelse.
3.1 Vurdering av behov Dagens nettanlegg
I Sunnylven-området er det i dag et 22 kV-distribusjonsnett som er tilknyttet 132 kV-regionalnett i Tomasgard transformatorstasjon i Hornindal. Overføringsavstanden fra Hellesylt til Tomasgard er ca.
21 km og overføringskapasiteten i det eksisterende nettet er ca. 17,8 MVA i sommerhalvåret når småkraftproduksjon er størst og forbruket lavt.
Det maksimale lastuttaket i området er i dag ca. 3 MW. Tre småkraftverk og ett minikraftverk med en totalt installert effekt på 17,1 MW mater i dag inn på 22 kV-nettet rundt Hellesylt. Generelt er
overføringstapene mellom Hellesylt og Tomasgard svært høye med marginaltap opp mot 28 %. I nettet er det også utfordringer med spenningsstigning i perioder med full produksjon. Kraftproduksjonen overføres mot Tomasgard transformatorstasjon hvor den blir transformert til 66 kV. Dagens
transformator i Tomasgard har en ytelse på 15 MVA. I en situasjon med lav last og full produksjon er det ikke ledig kapasitet i denne transformatoren til mer innmating.
Det er altså hverken ledig overføringskapasitet i 22 kV-ledningen eller i 66/22-kV-transformator i Tomasgard til å knytte til mer kraftproduksjon i dette nettområdet.
Ved utfall av forsyning fra Tomasgard har Sunnylven-området reserveforsyning via en 22 kV-ledning fra Stranda. Denne har tilstrekkelig kapasitet for alminnelig forsyning, men ikke ledig kapasitet til innmating av kraftproduksjon. Stranda har per i dag ikke tilstrekkelig forsyningssikkerhet (N-1) etter omkobling ved kritiske feiltilfeller i ca. 20 % av året. 22 kV-forbindelsen fra Tomasgard via Hellesylt fungerer som en del av reserveforsyningen til Stranda.
Ny kraftproduksjon
NVE gir vassdragskonsesjon til kraftverksprosjektene Røyrhus, Langedalselva og Hauge, som kan gi 12,3 MW ny installert effekt og en økt energiproduksjon på ca. 39 GWh i Stranda kommune.
Energiproduksjon og utbyggingskostnad for kraftverkene som får konsesjon er gitt i Tabell 2.
Kraftverk Effekt (MW)
Produksjon (GWh)
Utbyggingskostnad (mill.kr)
Spesifikk utbyggingskostnad (kr/kWh)
Hauge 3,9 12,5 46,3 3,7
Langedalselva 6,4 20,3 71,1 3,5
Røyrhus 2,05 6,4 23,0 3,6
Totalt 12,35 MW 39 GWh 140 mill.kr 3,58 kr/kWh
Tabell 2: Konsesjonsgitte kraftverk i Hellesylt-området. Gjennomsnittlig spesifikk utbyggingskostnad er vektet i forhold til energiproduksjonen fra kraftverkene.
NVE avsluttet i november 2015 saksbehandlingen av søknadene fra Stranda Energi AS og Firda Kraft AS om bygging av kraftverk i Frøysadalen i samme område, fordi fallrettighetene i
Frøysadalsvassdraget ikke var avklart. Det er dermed liten sannsynlighet for at noen av disse prosjektene kan realiseres innen fristen for el-sertifikater utløper ved utgangen av 2021. Det kan likevel ikke utelukkes at noen av prosjektene er bedriftsøkonomisk lønnsomme uten el-sertifikater og dermed kan realiseres etter 2021 gitt at fallrettighetsspørsmålet avklares og NVE gir konsesjon.
NVE vurderer kun behovet for nettinvesteringer opp imot eksisterende og konsesjonsgitt ny
kraftproduksjon, og legger ikke vekt på den potensielt fremtidige kraftproduksjonen i Frøysadalen i vurderingen av konsesjonsspørsmålet. På grunn av den manglende overføringskapasiteten i
eksisterende 22 kV-distribusjonsnett konstaterer NVE at det omsøkte nettanlegget gir tilstrekkelig nettkapasitet for tilknytning av de tre konsesjonsgitte kraftverkene. NVE konstaterer imidlertid at det omsøkte nettanlegget også gir tilstrekkelig nettkapasitet for tilknytning av potensielt ny
kraftproduksjon i Frøysadalen.
Landstrømanlegg i Hellesylt
Høsten 2016 tok det nyetablerte selskapet MilieuPort AS kontakt med NVE for å informere om at de planlegger å etablere et landstrømanlegg i Hellesylt. Anlegget skal forsyne cruiseskip og andre skip med elektrisk energi fra land. Hvert år besøker et stort antall turistskip verdensarvområdet
Storfjorden/Geiranger/Hellesylt. Skip kan ha et betydelig effektbruk selv om de ligger stille. Kraften leveres tradisjonelt fra skipets egne generatorer som drives av dieselmotorer, noe som medfører klimagassutslipp og lokal forurensing. Nye internasjonale standarder og EU-krav gjør at stadig flere skip tilrettelegges for elektrisk forsyning fra land. MilieuPort søkte om investeringstilskudd fra Enova høsten 2016, men fikk ikke tildelt midler i 2. tildelingsrunde. En 3. tildelingsrunde vil bli utlyst i januar 2017 med søknadsfrist våren 2017. Det er noe usikkert om landstrømanlegget kan realiseres uten økonomisk tilskudd fra Enova. MilieuPort har anslått energibehovet til landstrømanlegget de neste ti årene gitt at skipene tilrettelegges for landstrøm. Effektuttaket i 2024 er anslått å være maksimalt 7,4 MW noe som vil kunne leveres med dagens nettkapasitet i distribusjonsnettet.
MilieuPort hevder likevel at landstrømanlegget i første omgang skal bygges for å levere maksimalt 20 MW, og at anlegget kan utvides til 40 MW på lengre sikt.
NVE registrerer at det kan bli en betydelig økning i det lokale forbruket dersom landstrømanlegget realiseres. Ved et effektuttak under 18 MW (dagens kapasitet i distribusjonsnettet) kan
landstrømanlegget redusere nytten av en ny 66 (132) kV-ledning da økt forbruk i sommerhalvåret reduserer det lokale kraftoverskuddet forårsaket av småkraftproduksjonen. Samtidig er det lite sannsynlig at forbruket vil være konstant gjennom sommerhalvåret, noe som betyr at det vil være perioder da kraftoverskuddet overgår kapasiteten i distribusjonsnettet. Ved et effektuttak over 20–25 MW vil et landstrømanlegg i seg selv være en utløsende faktor for å bygge en ny
regionalnettforbindelse til Hellesylt. Etablering av et landstrømanlegg underbygger derfor behovet for å gjennomføre de omsøkte nettinvesteringene, men fordi planene på nåværende tidspunkt er usikre, vil NVE ikke vektlegge dette i konsesjonsvurderingen. Vi legger imidlertid til grunn at omsøkte anlegg vil gi en positiv opsjon for utvikling av landstrømanlegg.
Hydrogenproduksjon i Hellesylt
Stranda kommune har i samarbeid med Småkraftforeninga og en del andre aktører fått tildelt 250 000 kr gjennom Miljødirektoratets KLIMASATS-ordning til å utrede muligheten for å etablere
hydrogenproduksjon i Hellesylt basert på kraft fra småkraftverk i området. I utredningen skal man blant annet sammenligne investeringskostnader med nettkostnader. Et hydrogenproduksjonsanlegg øker det lokale forbruket og kan på sikt redusere nytten av en ny 66 (132) kV-ledning dersom anlegget dimensjoneres riktig. På grunn av usikkerheten knyttet til dette prosjektet, velger NVE ikke å
vektlegge dette i konsesjonsvurderingen.
Oppsummering av behovsvurdering
NVE mener at det utløsende behovet for det omsøkte nettanlegget er de tre nye småkraftverkene som har fått vassdragskonsesjon. Samtidig vil et høyere spenningsnivå redusere nettapene vesentlig sammenlignet med dagens situasjon. NVE mener økt reserve til Stranda transformatorstasjon, tilrettelegging for økt forbruk og tilknytning av ytterligere ny kraftproduksjon er tilleggsgevinster dersom tiltaket realiseres.
3.2 Teknisk og økonomisk vurdering
NVE har gjennomført en teknisk-økonomisk analyse av det omsøkte tiltaket som inkluderer både prissatte og ikke-prissatte virkninger. Virkninger for areal- og miljø er ikke med. Disse virkningene vurderes i kapitel 3.4-3.10 I konklusjonen i kapittel 4 avveies alle identifiserte prissatte og ikke- prissatte virkninger i en vurdering av samfunnsmessig rasjonalitet.
Kostnadsoverslagene er basert på SFE Netts kostnadsoverslag, mens tapsberegninger er utført med NVEs egne analyseverktøy. NVEs langsiktige prisbaner er benyttet for å estimere nytten av ny produksjon, i tillegg til en el-sertifikatpris på 15 øre/kWh. Det er benyttet en kalkulasjonsrente på 4 % for nett, 6 % for produksjon, og en analysehorisont på 40 år.
Vurdering av utbyggingsalternativer
SFE Nett har vurdert fire alternative systemløsninger i søknaden:
Systemløsning 0: Ingen tiltak, opprettholde nettet slik det er i dag med nødvendige reinvesteringer etter utgått levetid.
Systemløsning 1: Nytt 132 kV-nett fra Tomasgard (omsøkt løsning). Kostnad ca. 41 mill.kr.
Systemløsning 2: Nytt 132 kV-nett fra Stranda transformatorstasjon til Hellesylt. Kostnad ca.
80 mill.kr.
Systemløsning 3: Kun skifte ut transformator og øke transformeringsytelsen i Tomasgard stasjon. Kostnad ca. 4,2 mill.kr.
Ifølge SFE Nett er det kun alternativ 1 og 2 som gjør det driftsmessig forsvarlig å tilknytte den omsøkte kraftproduksjonen. Alternativ 3 er kun et alternativ dersom bare deler av den omsøkte produksjonen bygges ut. Alternativ 1 er den systemløsningen SFE Nett har søkt om i
konsesjonssøknaden.
I den teknisk-økonomiske analysen har NVE lagt til grunn tre utbyggingsalternativer som
overensstemmer med systemløsningene 0, 1 og 3. NVE har ikke vurdert systemløsning 2 siden denne er vesentlig dyrere enn de øvrige løsningene.
Følgende utbyggingsalternativer tas dermed med videre i analysen:
Alternativ 0: Ingen tiltak
Alternativ 1: Utbygging av omsøkt nettanlegg med tre ulike scenarier:
o 1-a Alle omsøkte kraftverk bygges ut, totalt 12,3 MW (Hauge, Langedalselva, Røyrhus)
o 1-b Kun 8,4 MW ny produksjon bygges ut (Langedalselva og Røyrhus) o 1-c Kun 5,9 MW ny produksjon bygges ut (Hauge og Røyrhus)
Alternativ 3: Utskifting av transformator i Tomasgard og nødvendig oppgradering av 22 kV- distribusjonsnett mellom Tomasgard og Hellesylt/Sunnylven-området. Kun inntil 5,9 MW (Hauge og Røyrhus) ny produksjon bygges ut.
Et scenario der Langedalselva og Hauge bygges ut er ikke tatt med, siden Hauge er et vesentlig større kraftverk enn Røyrhus og derfor har en høyere nåverdi.
Prissatte virkninger
I analysen har NVE satt de prissatte virkningene for alternativ 0 lik null. Alternativ 0 blir da et referansealternativ hvor vi ser på endringen av de prissatte virkningene i de øvrige
utbyggingsalternativene i forhold til alternativ 0. Dette vil imidlertid ikke si at alternativ 0 ikke har
noen prissatte virkninger siden det med tiden må reinvesteres i eksisterende 22 kV-nett og det påbeløper drift- og vedlikeholdskostnader for at nettet kan opprettholde slik det er i dag.
For alternativ 1 overensstemmer SFE Netts anslåtte investeringskostnader med NVEs egne kostnadsoverslag. Total investeringskostnad er beregnet til 34 mill. kr i tillegg til 6,6 mill. kr i administrasjonskostnader, totalt 40–41 mill. kr. Det er antatt en årlig drift- og vedlikeholdskostnad på 1,5 % av investeringskostnaden. Dette utgjør ca. 10 mill. kr totalt over anleggets levetid. SFE Netts kostnadsoverslag viser at alternativ B-1-f er ca. 20 % billigere enn B-1-c. B-1-f er anslått å koste ca.
12,9 mill. kr, mens alternativ B-1-c beløper seg til ca. 15 mill. kr.
NVE har beregnet at tapene i dagens distribusjonsnett er rundt 2500 MWh/år, og at dette reduseres til 200 MWh/år med det nye anlegget, gitt at det ikke kommer ny produksjon. En reduksjon på 2300 MWh/år tilsvarer rundt 12 mill. kr i nåverdi med en gjennomsnittlig kraftpris på 25 øre/kWh. Hvis 12,3 MW ny produksjon blir realisert, blir tapsreduksjonen noe lavere med 2000 MWh/år. Nåverdien av denne tapsreduksjonen blir ca. 10 mill. kr.
Når det gjelder alternativ 3 viser NVEs beregninger at investeringskostnaden i distribusjonsnettet og økning av transformeringsytelse i Tomasgard vil ligge på ca. 17 mill. kr. Drift- og
vedlikeholdskostnader kommer på ca. 4 mill. kr. Overføringstapene blir imidlertid høyere enn i 0- alternativet og har en nåverdi på ca. 5 mill. kr/år.
Nåverdien av ny produksjon er beregnet med utgangspunkt i forventet inntekt fra småkraftverkene fratrukket investeringskostnader oppgitt i konsesjonssøknadene på totalt ca. 140 mill. kr og estimerte vedlikeholdskostnader på 7 øre/kWh.
Ved å bruke tre prisbaner for fremtidig kraftpris finner NVE at netto nåverdi av småkraftverkene vil ligge på ca. -1 mill. kr gitt en lav prisbane, ca. 22 mill. kr med en basis prisbane, og 76 mill. kr når en høy prisbane legges til grunn.
Ikke-prissatte virkninger
Det omsøkte tiltaket kan legge til rette for økt forbruk i Hellesylt, f.eks. i forbindelse med bygging av landstrømanlegg. Landstrøm i Hellesylt vil gi en positiv miljøvirkning med tanke på reduksjon av CO2-utslipp og lokale partikkelutslipp. Verdien av dette er ikke tallfestet fordi det er usikkert om landstrømanlegget vil bli realisert.
I søknaden skriver SFE Nett at Stranda mangler N-1 etter omkobling ved kritiske feiltilfeller i ca. 20
% av året. 22 kV-forbindelsen fra Tomasgard via Hellesylt inngår som en del av reserveforsyningen til Stranda. Det omsøkte tiltaket gir ikke vesentlige endringer i avbruddskostnader i Hellesylt, men Mørenett skriver i sin uttalelse at ny transformator i Tryggestad vil kunne øke reserven til Stranda med ca. 5 MW.
Totalvurdering
NVE har utført en teknisk-økonomisk analyse av det omsøkte nettanlegget og planlagt ny konsesjonsgitt kraftproduksjon, dvs. Røyrhus, Langedalselva og Hauge kraftverk. Analysen er oppsummert i Tabell 3.
Nettalternativ Alternativ 0 Alternativ 1 Alternativ 3
Utbygging Ingen
produksjon
Full utbygging (12,3 MW) (1-a)
Middels utbygging (8,4 MW)
(1-b)
Lav utbygging (5,9 MW) (1-c)
Lav utbygging (5,9 MW)
Prissatte virkninger Investeringskostnader nett (mill.kr)
0 -41 -41 -41 -17
Drifts- og
vedlikeholdskostnader (mill.kr)
0 -10 -10 -10 -4
Endringer i tapskostnader (mill.kr)
0 10 11 11 -5
Netto nåverdi
kraftproduksjon (mill.kr)
0 22 15 10 10
Sum 0 -19 -25 -30 -17
Ikke-prissatte virkninger Tilrettelegging for nytt forbruk
0 + + + 0
Økt reserve til Stranda 0 + + + 0
LCOE inkl. nettkostnad - 38 øre/kWh 41 øre/kWh 45 øre/kWh 41 øre/kWh
Rangering 1 2 4 3
Tabell 3: Samfunnsøkonomisk vurdering av alternativene med basispris-scenario for fremtidig kraftpris
I et basisprisscenario for fremtidig kraftpris viser NVEs analyse at det sannsynligvis ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt å bygge det omsøkte nettanlegget ved realisering av de tre
kraftverkene. I basisprisscenarioet resulterer utbyggingene i en kostnad med en nåverdi på ca. 19 mill.
kr.
I et høyprisscenario er tiltaket teknisk-økonomisk lønnsomt dersom de tre kraftverkene bygges, siden nytten fra kraftproduksjonen øker fra 22 til 76 mill. kr, og verdien av tapsreduksjonen øker fra 10 til 15 mill. kr. Da vil utbyggingene gi en samfunnsøkonomisk nytte med en nåverdi på ca. 40 mill. kr.
NVE har sammenlignet den teknisk-økonomisk lønnsomheten av nettanlegget og konsesjonsgitte kraftverk med den teknisk-økonomiske lønnsomheten til samtlige konsesjonsgitte, ikke utbygde vind- og vannkraftprosjekter i Norge per 1. kvartal 2016. NVE vurderer at tiltakene har en kostnad som ligger nær gjennomsnittet sammenlignet med de vind- og småkraftprosjektene som har endelig konsesjon.
Den teknisk-økonomiske lønnsomheten av det omsøkte nettanlegget er avhengig av hvor mye småkraft som bygges ut i Hellesylt-området. Ved en lavere utbygging av småkraftverk vil energikostnaden til småkraftverkene inkludert nettkostnader (LCOE) øke og lønnsomheten vil reduseres.
Den teknisk-økonomiske analysen viser at kostnaden øker fra 38 til 45 øre/kWh dersom Langedalselva kraftverk ikke realiseres (1-c). I dette tilfellet er det lite sannsynlig at nettiltaket vil være teknisk-
økonomisk lønnsomt, selv i et høyprisscenario. Sammenligningen med konsesjonsgitte prosjekter viser dessuten at dersom kun Hauge og Røyrhus kraftverk realiseres sammen med det omsøkte nettanlegget, så vil lønnsomheten være blant de 20 % dårligste prosjektene i NVEs sammenligningsgrunnlag. I dette tilfellet viser NVEs beregninger at en oppgradering i distribusjonsnettet (alternativ 3) vil ha lavere kostnader (41 øre/kWh).
Hvis Langedalselva og Røyrhus (1-b) realiseres sammen med det omsøkte nettanlegget, vil kostnadene per utbygd kWh ligge på 41 øre/kWh, og være rimeligere enn de 20% dårligste prosjektene i NVEs sammenligningsgrunnlag. De ikke-prissatte virkningene gjør at dette alternativet er vurdert som en bedre løsning enn alternativ 3.
NVE mener at grensen for minstevolum som sikrer at nettiltaket er teknisk-økonomisk lønnsomt bør ligge på 8,4 MW, som innebærer at Langedalselva kraftverk og enten Hauge eller Røyrhus kraftverk blir bygget. Ved mindre utbygging av småkraftverk, bør det utredes en nettløsning med oppgradering av overføringskapasitet i eksisterende 22 kV-nett mellom Tomasgard og Hellesylt.
SFE Nett skriver i søknaden at det nye nettanlegget sannsynligvis vil defineres som
produksjonsrelatert nett, noe som innebærer at eksisterende og nye produsenter må betale mesteparten av utbyggingen gjennom en høyere tariff. Likevel er den teknisk-økonomiske lønnsomheten såpass avhengig av småkraftutbyggingen at det bør stilles krav om et minste utbyggingsvolum som sikrer nytten i prosjektet.
NVE mener at det bør settes vilkår om at minst 8,4 MW kraftproduksjon må bygges ut før det omsøkte nettanlegget kan realiseres. Dersom kraftutbyggingen blir mindre enn 8,4 MW, bør det utredes om en oppgradering av distribusjonsnettet er en billigere løsning for å tilknytte produksjonen. Dersom dette ikke vurderes som samfunnsøkonomisk lønnsomt, bør konsesjonæren vurdere om det er grunnlag for å søke fritak fra tilknytningsplikten i medhold av energilovforskriften § 3-4 femte ledd. Ved større endringer i forutsetninger, f. eks økt forbruk i området, kan NVE endre kravet om minstevolum.
Overliggende nett
Tomasgard ligger normalt tilkoblet nettet under Leivdal transformatorstasjon. SFE Nett oppgir at ledningsnettet fra Tomasgard fram til Leivdal og transformatorkapasiteten i Leivdal kan være begrensende hvis det bygges ut mye ny kraftproduksjon i Sunnylven-området. På kort sikt kan denne flaskehalsen forebygges ved å endre delingspunkt i overliggende regionalnett og/eller utvide
transformatorkapasiteten gjennom bruk av forsert transformatorkjøling. På lang sikt er det behov for å skifte ut den eldste ledningsseksjonen mellom Tomasgard og Leivdal med høyere ledningstverrsnitt, samt å gjennomføre tiltak for å avlaste eller bedre kapasiteten i transformatoren i Leivdal. Ifølge SFE Nett utredes dette uavhengig av videre kraftutbygging i Hellesylt.
Statnett har bygget den nye 420 kV-ledningen Ørskog–Sogndal. Denne ledningen er en forutsetning for tilknytte ny produksjon i Sunnylven-området.
Å bygge 66 (132) kV-ledningen på felles masterekke med eksisterende 22 kV-ledning mellom Tomasgard og Støverstein gjør imidlertid feilretting på ledningen noe mer komplisert.
Forsyningssikkerheten reduseres noe sammenlignet med å bygge 66 (132) kV-ledningen på separat masterekke. Likevel mener NVE at dette er en fornuftig løsning å utnytte tokursmastene mellom Tomasgard og Støverstein. Dette reduserer investeringskostnaden betraktelig og man utnytter den gjenværende tekniske levetiden på denne delen av nettanlegget. Det er også en fordel at virkningene for arealbruk, miljø og naturmangfold blir minimale på denne strekningen.
Nettanleggets utforming
SFE Nett søker primært om bygge masterekken på strekningen Støverstein–Tryggestad med trestolper.
Ifølge tiltakshaver vil komposittstolper per i dag medføre ca. 30 % høyere byggekostnad enn trestolper. De tar imidlertid høyde for at kostnadsreduksjoner kan gjøre komposittstolper til et bedre alternativ i fremtiden. Med komposittstolper vil stolpene normalt bli 2-4 meter høyere og diameteren på stolpene øker med ca. 40 %. Spennlengden vil i snitt øke med 25 %.
NVE mener at bruk av H-master med trestolper i den nye ledningstraséen er en fornuftig teknisk løsning. Trestolper er bransjestandard på dette spenningsnivået. Samme mastetype er brukt i eksisterende 22 kV-trasé og trestolpene gjør at de visuelle virkningene minimeres i skog- og
myrterrenget ledningstraséen går igjennom. Komposittstolper har noe større diameter, er høyere og har per i dag en høyere investeringskostnad enn trestolper. NVEs erfaringer fra andre prosjekter på dette spenningsnivået, viser imidlertid at kostnadsforskjellene over levetiden ikke vurderes til å være vesentlig forskjellig mellom tremaster og komposittmaster. Gitt at mastekonfigurasjonen (H-mast) er den samme, vil den visuelle fjernvirkningen i de fleste tilfeller være relativt liten ved å gå fra tremaster til kompositt.
Etter NVEs vurdering kan det i en konsesjon legges til rette for at SFE Nett selv velger mastetype på bakgrunn av detaljplanlegging av anlegget. Dersom komposittmaster velges, forutsetter NVE at mastene utføres som H-master med en farge som ligner kreosotmastene.
NVE mener de omsøkte tekniske løsningene i henholdsvis Tomasgard og ny transformatorstasjon er fornuftig med hensyn til de øvrige omsøkte tiltakene.
3.3 Vurdering av ikke-omsøkte løsninger
3.3.1 Alternative plasseringer av ny transformatorstasjon
SFE Nett har vurdert men ikke omsøkt tre alternative plasseringer av den nye transformatorstasjonen.
Samtlige alternative plasseringer ligger nærmere Hellesylt i nærheten av fylkesvei 60. To av alternativene ved Nybø er lokalisert i et rasutsatt område og er vurdert å ikke tilfredsstille klasse 1 etter TEK 10, mens det tredje alternativet ved Ringdal kraftstasjon ikke tilfredsstiller klasse 2 etter TEK 10. Alternativet ved Ringdal kraftstasjon er altså vurdert å ha en noe tryggere plassering med hensyn til ras og skred enn de to andre alternativene, men alternativet ligger tettere på Langedalselva som gir økt fare for oversvømming ved flom eller rasoppdemming av elva.
Stranda Energi Nett AS, som er områdekonsesjonær og eier av distribusjonsnettet i området, skriver i sin høringsuttalelse at de ønsker stasjonen lokalisert nærmere Hellesylt, fortrinnsvis ved Ringdalen kraftstasjon. De begrunner dette med at alternativet har en mer fornuftig plassering med hensyn til dagens nettstruktur; det ligger nærmere eksisterende og omsøkte kraftverk i Sunnylven og nærmere Stranda transformatorstasjon. Stranda Energi mener at alternativet minimaliserer kostnadene for forsterkning av 22 kV-nettet som trengs for å tilknytte ny kraftproduksjon. De presiserer at det på strekningen mellom omsøkt stasjonsalternativ og Hellesylt uansett må gå en eller flere 22 kV-
ledninger. Fordi en 132 kV-ledning har høyere master og lengre spennlengder, mener Stranda Energi at mastepunktene lettere kan plasseres strategisk for å unngå rasutsatte områder langs strekningen.
NVE registrerer at dersom stasjonen plasseres ved Tryggestad/Litlebø, så medfører dette at Stranda Energi Nett trolig må forsterke 22 kV-nettet mellom Hellesylt og ny transformatorstasjon med en ny 22 kV-ledning. Plassering av transformatorstasjonen blir her et spørsmål om investeringskostnadene skal fordeles i distribusjonsnettet eller i regionalnettet. Hverken tiltakshaver eller NVE har
sammenlignet den samfunnsøkonomiske lønnsomheten for de to alternativene. NVE mener imidlertid at det ikke er tilstrekkelig grunnlag for å anta at oppgradering av distribusjonsnettet mellom Hellesylt og Tryggestad er en rimeligere løsning enn å bygge 3 km med ekstra 66 (132) kV-ledning mot Hellesylt. Etter NVEs vurdering er hensynet til sikkerhet og beredskap det viktigste argumentet for å velge den omsøkte løsningen fremfor de ikke-omsøkte løsningene. Begge de omsøkte
stasjonsalternativene er av Norsk Geotekniske Institutt vurdert som mer skred- og flomsikkert enn de ikke-omsøkte alternativene. NVE ser derfor ikke grunnlag for å pålegge SFE Nett å vurdere disse alternativene nærmere.
3.3.2 Alternative ledningstraséer
Tiltakshaver har vurdert men ikke omsøkt flere ulike traséalternativer for seksjon B-1. Begrunnelsen for å ikke omsøke alternativene varierer avhengig av alternativ og er blant annet: konflikt med
skytebane/skiskytteranlegg, høyere byggekostnader pga. vanskelig terreng, for høy rasrisiko, kryssing av innmark, konflikt med dyrka mark og boliger.
I forbindelse med utbygging av Litlebø kraftverk ble det lagt ned trekkrør for høyspenningskabler langs rørgata til kraftverket. SFE Nett har vurdert muligheten for å benytte disse trekkerørene de siste 1,1 km frem til stasjonsalternativ B-2-f ved Litlebø. Ved å benytte trekkerørene kan den nye ledningen legges som kabelanlegg på denne strekningen. SFE Nett har vurdert to kabelalternativer: legging av enten 66 kV- eller 132 kV-jordkabel. Årsaken til å vurdere 66 kV-kabler, er at det er sannsynlig med en overgang til 132 kV-driftsspenning først etter ca. 20 år. Sammenlignet med omsøkt løsning
medfører begge kabelalternativene en økt nåverdi på investeringskostnadene etter 35 år på ca. 2,1 mill.
kr. Da det ikke er særskilte tekniske utfordringer eller vesentlige negative konsekvenser ved luftledningsalternativet, så mener SFE Nett at denne ekstrakostnaden ikke kan forsvares.
Kabling på denne strekningen gjør at man unngår å krysse Langedalselva med luftledning. NVE registrerer at Per Amund Hauso sin høringsuttalelse (05.04.2016) påpeker at en kryssing av dalføret som alternativ B-1-f medfører, er et uheldig inngrep i landskapet. NVE er enig i at kabel på
strekningen vil redusere de visuelle virkningene og risikoen for fuglekollisjoner. NVE mener likevel at ekstrakostnaden på ca. 2,1 mill. kr sammenlignet med luftledningsalternativet ikke kan forsvares med disse argumentene alene. I denne sammenheng viser NVE til Meld. St. nr. 14 (2011–2012)
«Nettmeldingen», som er behandlet av Stortinget. Regjeringen har i nettmeldingen presisert kriteriene for når det kan være aktuelt å fravike fra hovedregelen om at kraftledninger i regionalnettet (66 og 132 kV) skal bygges som luftledning:
«luftledning er teknisk vanskelig eller umulig, som ved kryssing av sjø eller der den kommer nærmere bebyggelse enn tillatt etter gjeldende lover og forskrifter
luftledning vil gi særlig store ulemper for bomiljø og nærfriluftsområder der det er knapphet på slikt areal, eller der kabling gir særlige miljøgevinster
kabling kan gi en vesentlig bedre totalløsning alle hensyn tatt i betraktning, for eksempel der alternativet ville ha vært en innskutt luftledning på en kortere strekning av et kabelanlegg eller ved at kabling inn og ut av transformatorstasjoner kan avlaste av hensyn til bebyggelse og nærmiljø
kabling av eksisterende regionalnett kan frigjøre traseer til ledninger på høyere
spenningsnivå og dermed gi en vesentlig reduksjon i negative virkninger av en større ledning, eller oppnå en vesentlig bedre trasé for den større ledningen
kablingen er finansiert av nyttehavere med det formål å frigjøre arealer til for eksempel boligområder eller næringsutvikling, samtidig som bruk av kabel for øvrig er akseptabelt ut fra andre hensyn».
Bakgrunnen for forvaltningsstrategien er i hovedsak at kabling er betydelig mer kostnadskrevende enn å bygge luftledning, og det ikke skal bygges anlegg som påfører brukerne av kraftnettet større
kostnader enn nødvendig. I tillegg gir kabel beredskapsmessige ulemper, da feil på kabelanlegg vanligvis tar betydelig lengre tid å finne og rette enn feil på luftledninger. Innskutt jordkabel i luftledningsnett medfører også økte ladestrømmer i nettet som kan gi ytterligere tekniske ulemper.
NVE er enig med tiltakshavers vurderinger, og mener det er mer hensiktsmessig at trekkerørene benyttes til eventuelle investeringer eller reinvesteringer i distribusjonsnettet.
3.4 Sikkerhet og beredskap 3.4.1 Snø- og løsmasseskred
Norsk geoteknisk institutt (NGI) har vurdert skred- og rasfare for de ulike traséalternativene. Ca. 2,4 km av traséalternativ B-1-c vurderes å være utsatt for skred oftere enn hvert 150. år. Spesielt utsatte strekninger er under fjellet Litlesalen, i bekkene Hjelleelva og Tronstadelva, og mot Gråfjellet. Det er spor etter et større flomskred under Gråfjellet som gikk høsten 2013.
For alternativ B-1-f vurderes ca. 800 meter av traséen å være utsatt for skred oftere enn hvert 150. år. I den nordlige delen av alternativet er traséen utsatt for skredfare på samme måte som B-1-c. I sin vurdering av traséalternativene, skriver NGI at B-1-f fremstår som det mest rassikre traséalternativet.
Når det gjelder stasjonsplassering vurderes alternativ B-2-e som en sikrere plassering enn alternativ B- 2-f. B-2-f er vurdert å tilfredsstille krav til klasse 1 i henhold til TEK 10 (skredfare med mindre nominell sannsynlighet enn 1/100 år), men ikke klasse 2 (mindre enn 1/1000 år). Terrenget er utformet slik at et snøskred fra Vardfjellet kan nå frem mot denne plasseringen. Stasjonsalternativ B-2-e ligger i randsonen av aktsomhetsområde og vurderes av NGI å ligge utenfor skredfare. SFE Nett vurderer rassikkerheten som tilfredsstillende for B-2-f og tillegger derfor ikke dette vekt i sin prioritering av alternativene, se Tabell 1.
NVE registrerer at ledningsseksjon B går gjennom områder med risiko for snø- og løsmasseskred.
NVE er enig med SFE Netts vurdering av traséalternativene der alternativ B-1-f og B-2-e fremstår som alternativet med lavest risiko for snø- og løsmasseskred. Alle alternativene vurderes imidlertid som teknisk forsvarlige og skredrisiko er i seg selv ikke avgjørende for konsesjonsvurderingen.
3.4.2 Beredskap
SFE Nett skriver i søknaden at det vil tilrettelegges for flere tiltak som sikrer gjenoppretting av kraftforsyningen ved uventede hendelser. Det skal etableres anlegg for hurtig og fjernstyrt omkobling av uttakskunder i Sunnylven ved utfall av den nye transformatorstasjonen ved Litlebø/Tryggestad. Det skal tilrettelegges for omkobling av 66 (132) kV-ledningen til 22 kV-systemet for å gi forsterket forsyning av Sunnylven ved langvarige utfall av den nye transformatorstasjonen. I tillegg vil det tilrettelegges for å sette inn beredskapstransformator i den nye stasjonen ved transformatorhavari.
Dette tiltaket gjør det mulig med innmating av en begrenset mengde kraftproduksjon. SFE Nett mener at de samfunnsøkonomiske kostnadene knyttet til tapt kraftproduksjon som følge av utkoblinger må veies opp imot de samfunnsøkonomiske kostnadene knyttet til beredskapstiltak.
NVE har ingen merknader til beredskapstiltakene som SFE Nett beskriver i søknaden.
3.5 Visuelle virkninger og virkninger for friluftsliv
Kraftledningens synlighet avhenger av hvilken landskapstype den går gjennom, i hvilken grad omgivelsene (topografi og vegetasjon) kan skjule den, og hvorvidt den er synlig fra områder hvor mennesker ferdes. I konsesjonssøknaden har SFE Nett gjort egne vurderinger av det omsøkte anleggets påvirkning på landskapet. I slike vurderinger legges det vekt på om en kraftledning går gjennom landskap som vurderes å ha stor landskapsmessig verdi. Noen landskap tillegges større verdi enn andre. Dermed vil konsekvensene for landskapet variere. Omfanget av landskapspåvirkningen må også vurderes i lys av hvor mange som ferdes i landskapet og hvor ofte. Områder hvor mennesker bor og ferdes daglig og mye brukte friluftsområder, er eksempler på områder hvor de visuelle virkningene får mer omfattende konsekvenser enn mindre brukte områder. Synlighet fra verdifulle kulturmiljø er også et viktig kriterium for å vurdere konsekvensen av landskapspåvirkningen. Slike områder kan være viktige både for landbruket og for friluftsliv og reiseliv. Disse interessene vil derfor overlappe hverandre og bør sees i sammenheng.
Det er viktig å understreke at opplevelsen av visuelle virkninger i stor grad vil være subjektiv. For noen mennesker vil en kraftledning oppleves sjenerende så lenge den er mulig å se, mens andre opplever andre landskapselementer som mer fremtredende og legger mindre merke til kraftledninger.
Ofte oppleves denne typen inngrep som mindre iøynefallende etter noen år, når omgivelsene har vennet seg til det. I beskrivelsen av visuelle virkninger må det derfor skilles mellom synligheten av anlegget og opplevelsen av det som et landskapselement.
Hva som skal tillegges vekt når det gjelder visuelle virkninger av det omsøkte nettanlegget, er
avhengig av hvilke interesser som er knyttet til de ulike områdene nettanlegget berører. I noen tilfeller vil landskapsverdiene i seg selv utgjøre det viktigste vurderingsgrunnlaget. I andre tilfeller vil
brukerinteresser knyttet til kulturmiljø, friluftsliv, eller annet tillegges vesentlig vekt ved vurdering av de ulike alternativene og delstrekningene.
Uansett hvordan man vurderer de visuelle virkningene av en ny kraftledning, vil en av premissene være at det allerede er en rekke tekniske inngrep i landskapet i dag. Fylkesvei 60 går sentralt i bunnen av dalføret, det går en eksisterende 22 kV-ledning på sør-østsiden av dalføret, det er flere områder som bærer preg av hevd og jordbruk, og det er både spredt og mer konsentrert bolig- og
fritidshusbebyggelse langsmed deler av de omsøkte traséalternativene. Vurdering av visuelle virkninger av det omsøkte nettanlegget på derfor ses i sammenheng eksisterende tekniske inngrep innenfor tiltaksområdet. NVE mener på generell basis at det er hensiktsmessig å samle tekniske inngrep i størst mulig grad, der dette lar seg gjøre uten andre ulemper av betydning.
3.5.1 Ledningsseksjon A: Tomasgard–Støverstein
Oppgraderingen av ledningsseksjon A innebærer å sette inn tre ekstra isolatorskåler av glass på den øverste kursen som dermed dimensjoneres for 132 kV, samt å sette inn en ekstra isolatorskål på den nederste kursen, som forblir på 22 kV.
Tiltaket vil etter NVEs vurdering ha minimale visuelle virkninger sammenlignet med dagens situasjon.
Ledningen kan bli noe mer synlig pga. lysrefleksjoner fra de nye glassisolatorene, men NVE anser dette som en neglisjerbar virkning. På seksjon A vil det etter NVEs syn ikke være nødvendig med avbøtende tiltak som reduserer visuelle virkninger. NVE legger vekt på at dette er en eksisterende
ledning og masterekke, og at oppgraderingen innebærer liten visuell endring sammenlignet med dagens utseende.
3.5.2 Ledningsseksjon B: Støverstein–Tryggestad/Litlebø
I sammenheng med oppgradering av fylkesvei 60 mellom Tomasgard og Røyrhus bru publiserte Statens Vegvesen i mars 2012 en konsekvensutredning som blant annet beskriver landskapet i deler av tiltaksområdet. SFE Nett har i søknaden tatt utgangspunkt i noen av vurderingene fra
konsekvensutredningen: «Delrapport landskap konsekvensutredning og kommunedelplan Fv. 60:
Tomasgard–Området Røyrhus Bru». I det følgende tar vi for oss aktuelle delstrekninger av ledningsseksjon B med hensyn til de visuelle virkningene den nye ledningen kan forårsake.
Kjellstadli, Gråsteinmyra og friluftsområdet Kjellstaddalen-Røyrhus
Området rundt Støverstein og Kjellstadli er i større grad enn Gråsteinmyra/Lyngvold preget av jordbruk. I konsekvensutredningen fra Statens Vegvesen vurderes området å ha middels verdi. Det er typisk for regionen og har ikke særmerker som skiller seg ut. Det er relativt lite boligbebyggelse i området. Ledningen vil være synlig fra faste boliger på Støverstein, Kvernhusbakken og Kjellstadli og fra fritidsboliger/hytter ovenfor Kjellstadli. Det står i dag en 22 kV-ledning i omsøkt trasé for ny ledning fra Støverstein. Tiltakshaver søker om å flytte denne ledningen ca. 20 meter sørover på en strekning på ca. 500 meter for å unngå å krysse 22 kV-ledningen med den nye 66 (132) kV-ledningen lenger øst.
Gråsteinmyra er også beskrevet i konsekvensutredningen for ny fylkesvei 60 (Statens Vegvesen).
Området utgjør den fremste og høyestliggende delen av Hornindalen og markerer overgangen til Langedalen. Området har en relativt lav jordbruksintensitet og vegetasjonen har mer fjellpreg sammenlignet med lenger ned i dalføret. Vegetasjonen domineres av bjørketrær og myr. Det er lite bosetning her og det framstår som et sammenhengende naturområde med estetisk verdi. Området har en konveks form og fungerer som en overgangssone mellom Hornindal i vest og Langedalen i øst.
Terrengforskjeller, kontrasten til de omkringliggende områdene og barrieren som fylkesveien skaper, gjør dalen til et lukket rom. Røyrhusnibba og det sammenhengende naturområdet er med å gi området visuelle kvaliteter. I konsekvensutredningen fra Statens Vegvesen er landskapet i dette delområdet vurdert å ha middels til stor verdi på grunn av det urørte preget.
Friluftsområdet Kjellstaddalen-Røyrhus, som er vist i Figur 5, er i hovedsak benyttet som utgangspunkt for fotturer og skiturer opp mot setrer og fjell i Røyrhusdalen, Terdalen og
Kjellstaddalen. I følge tiltakshaver kjører Sunnylven IL opp skiløyper over Gråsteinmyra på vinteren.
Den nye ledningen vil trolig komme tett på noen av disse løypene. På nordsiden av fv. 60 ligger det flere hytter, og det er ca. 500 meter fra den nye ledningen til nærmeste hytte.
Figur 5: Friluftsområdet Kjellstaddalen–Røyrhus.
I sin høringsuttalelse (27.01.2016) påpeker grunneier Tor Odd Kjellstadli at Gråsteinmyrane er et mye brukt friluftsområde, særlig på vinterstid. Da blir det kjørt opp skiløyper på Gråsteinmyrane og videre inn i Terdalen. Han mener at en ny ledning i dette området vil føre til en forringelse av dette
friluftsområdet og ønsker at den nye ledningen bygges på en felles masterekke med 22 kV-ledningen over Gråsteinmyra.
I følge tiltakshaver vil en fellesføring av ny ledning og eksisterende 22 kV-ledning på felles
masterekke over Gråsteinmyra være teknisk gjennomførbar. På den ca. 500 meter lange strekningen fra Støverstein hvor 22 kV-ledningen er planlagt flyttet 20 meter sørover, vil investeringskostnadene på en felles tokurs-masterekke ligge på om lag samme nivå som omsøkt løsning. Felles masterekke vil imidlertid føre til ekstrakostnader på den strekningen hvor 22 kV-ledningen er planlagt å forbli stående som i dag (ca. 1 mill.kr. per km ledning). SFE Nett bemerker også at en tokursmast vil komplisere reparasjons- og vedlikeholdsarbeid, da en av ledningen må legges spenningsløs under vedlikehold på den ene ledningen.
Etter NVEs vurdering vil opplevelsesverdien av området rundt Gråsteinmyrane forringes noe pga. den omsøkte ledningen. Sammen med den eksisterende 22 kV-ledningen som i dag går over Gråsteinmyra, vil den nye ledningen bli et betydelig landskapselement. På grunn av det relativt brede dalføret og betydelig innslag av åpen myr og spredt bjørkeskog, blir ledningstraséene spesielt synlige i denne delen av tiltaksområdet. Det er imidlertid vanskelig å se andre traséalternativer som ville gjøre ledningen mindre synlig.
Det er allerede tekniske inngrep i området i form av eksisterende 22 kV-ledning og fylkesvei 60, samt et midlertidig massedeponi tilhørende Statens Vegvesen. Med hensyn til opplevelsesverdien i området, mener NVE at det er en fordel å legge den nye ledningen så nær de eksisterende tekniske inngrepene som mulig. Dette vil minimere de negative virkningene for friluftslivet i området.
NVE mener at ekstrakostnadene og ulempene knyttet til drift og vedlikehold med å bygge 66 (132) kV-ledningen på felles masterekke med 22 kV-ledningen over Gråsteinmyrane er for store til at denne løsningen kan forsvares. NVE registrerer at ingen andre høringsinstanser utover Tor Odd Kjellstadli kommenterer tiltakets virkninger for friluftslivet i dette området. NVE legger til grunna at ledningen vil bli synlig fra oppkjørte skiløyper og at skiløypene også må krysse traseen. NVE mener at
virkningene for friluftsopplevelsen er relativt små da man uansett er i et område med flere inngrep.
Den nye ledningen vil øke de visuelle virkningene og bli synlig fra boliger ved Støverstein og Kjellstadli, men NVE vurderer virkningene som moderate.
Langøylia
Mellom Røyrhusbrua og Langøylia/Stormyrbakken vil både traséalterantiv B-1-c og B-1-f være relativt fremtredende i landskapet. Begge traséer ligger her mellom fylkesvei 60 og Langedalselva og det er spredt og lav bjørkeskog i området som gir lite naturlig skjerming som kan hindre innsyn til ledningen. Mellom Røyrhusbrua og Stormyrbakken går B-1-c nærmere og parallelt med fylkesvei 60, slik at alternativet i større grad samler de tekniske inngrepene på strekningen. Alternativ B-1-f følger i større grad elveløpet. Ved Langøylia ognasserer B-1-f etablert boligbebyggelse.
Grunneierne Grete Bjørdal og Johan Inge Kjellstad som driver landbruk både på Tronstad og Kjellstad, skriver i sin høringsuttalelse (04.04.2016) at de vil bli berørt av begge de omsøkte
traséalternativene, men at alternativ B-1-f får størst konsekvenser for deres eiendommer. Deres faste bolig på gården er vendt ut mot dalbunnen og elva, og de mener at alternativ B-1-f vil føre til en sterk reduksjon av utsiktskvaliteten. Bjørdal og Kjellstad mener det ikke gir mening å legge ledningstraseen langs elva som er midtpunktet i dalen. Nesten alle husene både på Kjellstad og på Tronstad er vendt mot dalbunnen og elva, og alternativ B-1-f vil ødelegge utsikten fra disse husene. Alternativet vil også medføre store ulemper for det mye brukte grendehuset ved Tronstad. De mener at alternativ B-1-c gjør at alle husene på Tronstad vil få ledningen på baksiden av huset. På grunn av topografien vil denne ledningstraseen bli mindre sjenerende.
Aslaug Lied som er grunneier ved nordsiden av Langedalselva ved Stormyrbakken, er også negativ til alternativ B-1-f i sin høringsuttalelse (04.04.2016). Ledning vil passere ca. 100 meter nord for hennes bolig. Hun er bekymret for at alternativ B-1-f vil gi negative visuelle virkninger og med det en verdiforringelse av hennes eiendom.
Sett fra eiendommene til Grete Bjørdal, Johan Inge Kjellstad og Aslaug Lied ligger traséalternativ B- 1-c lenger unna enn alternativ B-1-f. Etter NVEs vurdering vil alternativ B-1-c være mindre synlig fra boliger i området sammenlignet med B-1-f.
Hyttehola – Anlegg for langrenn, skiskyting og skyting
Figur 6: Hyttehola anlegg for langrenn, skiskyting og skyting.
Hyttehola friluftsområde blir benyttet av Sunnylven IL og Sunnylven Skyttarlag. Området inkluderer lysløyper, skytebaner og en skiskytterstadion. Den nye 66 (132) kV-ledningen passerer
skiskytterstadion på nordsiden av fylkesvei 60. Traséalternativ B-1-c krysser skianlegget ca. 200 meter øst for stadion. I følge tiltakshaver vil kryssingen være uproblematisk for bruken av skiløypene, men ledningen vil være godt synlig fra stadionområdet og deler av løypene. Med traséalternativ B-1-f unngår man å komme i konflikt med skianlegget, da traséen fortsetter nord for elva.
Etter NVEs vurdering vil alternativ B-1-f ikke ha negative virkninger for opplevelsesverdien ved Hyttehola, mens alternativ B-1-c vil gi en negativ visuell virkning ved at ledningen krysser løypenettet.
Kjellstad og Tronstad
Mot Tronstad åpner landskapsrommet seg opp, og ved Tronstad er store deler av de flate markene i dalbunnen oppdyrket. Gårder og bosetning er samlet i landskapsrom med aktivt jordbruk. Elva renner rolig og åpen over dalbunnen og utgjør et midtpunkt i landskapet. Hengende sidedaler munner ut mot Langedalen.
Alternativ B-1-f vil gå ca. 100–150 meter nedenfor to gårdsbruk og boligbebyggelse ved Kjellstad. Fra broen over Langedalselva ved Kjellstad vil traséen være godt synlig og være et dominerende
landskapselement. Siden det er mye dyrket mark her og spredt skog, kan traséen redusere utsiktkvaliteten fra disse gårdene som ligger høyere i terrenget.
Alternativ B-1-c vil gå i bakkant av boligbebyggelse ved Tronstad og vil helt eller delvis skjermes av omkringliggende skog.
Siden det meste av boligbebyggelsen er vendt ut mot dalføret, vil B-1-c etter NVEs vurdering gi mindre visuelle virkninger enn B-1-f i dette området.
Leite/Strandhaugen og nord for Tronstad
Alternativ B-1-f vil krysse Langedalselva ca. 150–200 meter nord for boligbebyggelse og gårdsbruk ved Leite/Strandhaugen. Nord for Tronstad blir Langedalen trangere med bratte og blankskurte fjellsider mot vest/nordvest og bratte, skogkledde sider mot øst. Arealet i dalbunnen er i liten grad brukt til jordbruk, blant annet på grunn av hyppige skred fra fjellsidene på vestsiden. Vegetasjonen er preget av løvskog og furu. Elva på denne strekningen går i en markant kløft og er ikke synlig fra fylkesvei 60.
Relativt høy skog skjermer for innsyn til traséen i dette området og traséalternativ B-1-f vil etter NVEs vurdering ikke redusere utsiktskvaliteten for boligbebyggelse i dette området.
Fjelltun–Litlebø/Tryggestad og friluftsområdet Toskedalen
Ved Fjelltun åpner landskapet seg noe opp. Her ligger det en gård og noen hus/hytter, og det er bygget opp en inntaksdam for Litlebø kraftverk. Den omsøkte ledningen passerer i fjellsiden østenfor
boligbebyggelse ved Fjelltun. Tryggestad og Litlebø på nordsiden av elva utgjør et større
landskapsrom sammen med skogen på sørsiden av elva. Alternativ B-2-e innebærer at ledningstrasé og transformatorstasjonen føres inn i dette landskapsrommet. Det er planlagt å føre ledningen parallelt med eksisterende 22 kV-ledning fra Fjelltun. Traséalternativ B-2-f krysser Langedalselva ca. 700 meter nord for Fjelltun.
Figur 7: Friluftsområdet Toskedalen.(iht. «Friluftsområder i Stranda kommune», Asplan Viak,, 08.03.2002).
Friluftsområdet Toskedalen vist i Figur 7 ligger sør-øst for Tryggestad hvor den nye
transformatorstasjonen etter B-2-e er planlagt etablert. Etter SFE Netts vurdering er verdien til friluftsområde Toskedalen sterkest knyttet til områdene lenger opp i dalføret med Torskedalssetra og utgangspunkt for flere toppturmål.
