Vedlegg 1
Konsekvensutredning
Innhold:
1 SAMMENDRAG... 5
1.1 Sammenstilling av ikke prissatte konsekvenser ... 5
1.1.2 Landskap... 6
1.1.3 Kulturminner og kulturmiljø ... 6
1.1.4 Friluftsliv ... 7
1.1.5 Jord- og skogbruk... 7
1.1.6 Biologisk mangfold ... 7
1.1.7 Bebyggelse ... 8
1.2 Sammenstilling av investeringskostnader og tekniske forhold ... 8
1.2.1 Tekniske og driftsmessige konsekvenser ... 8
1.2.2 Investeringskostnader... 9
1.3 Sammenstilling av ulike kombinasjonsmuligheter ... 9
1. INNLEDNING ...11
1.1 Bakgrunn og formål...11
1.2 Innhold og metoder...11
2. BESKRIVELSE OG BEGRUNNELSE AV TILTAKET ...14
2.1 Begrunnelse for tiltaket og beskrivelse av 0-alternativet ...15
2.2 Aktuelle traseer og mastetyper ...15
2.3 Beskrivelse av areal som blir berørt...17
3. SYSTEMLØSNING...18
3.1.1 Teknisk beskrivelse og sammenstilling av forskjellige alternativ ...18
3.1.2 Kostnader...19
3.1.3 Tekniske og driftsmessige forhold ...20
3.2 Dagens nett og overføringsbehov ...20
3.2.1 Energibalansen i BKK-området ...20
3.2.2 Begrensninger i kraftsystemets overføringsevne...22
3.2.3 Vurdering av mulige ledninger som kan saneres som følge av tiltaket ....23
3.3 Vurderte tiltak for å øke overføringskapasiteten ...23
3.4 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet ...23
3.5 Kraftsystemplaner ...24
3.5.1 Tiltakets innvirkning på kraftsystemet, pålitelighet og nettstruktur ...24
3.5.2 Nettstrukturen i området ...25
4. TRASEER SOM ER UTREDET OG BESKREVET ...25
4.1 De meldte traseer ...25
4.1.1 Alternativ 1...25
4.1.2 Alternativ 1.2...26
4.1.3 Alternativ 2...26
4.2 Tilleggsutredninger...26
4.2.1 Alternativ 3...26
4.2.2 Alternativ 3.1.2 ...27
4.3 Andre vurderte alternativ ...27
4.3.1 Sjøkabel fra Mongstad til Kollsnes...27
4.3.2 Samlokalisering med ny riksvei 565 fra Manger...27
4.3.3 Kabling over Bognestraumen ...28
4.3.4 Endringer fra Meldingen ...28
5. FORHOLD TIL ANDRE PLANER ...28
5.1 Andre planer i området ...28
5.1.1 Plan for Den indre farleia ...28
5.1.2 Nordsjøløypa...28
5.1.3 Plan for konservering av artsmangfold og økosystem ...29
5.1.4 Vindmølleparker ...29
5.2 Kommunale og fylkeskommunale planer ...30
5.2.1 Fylkesplan for Hordaland ...30
5.2.3 Austrheim kommune...31
5.2.4 Radøy kommune ...32
5.2.5 Øygarden kommune ...33
5.3 Marin verneplan ...35
5.4 Andre nødvendige private eller offentlige tiltak ...35
6. LANDSKAP ...36
6.1 Metode ...36
6.2 Områdebeskrivelse – omfang og verdivurdering...36
6.2.1 Øygarden ...36
6.2.2 Radøy ...43
6.2.3 Austrheim...48
6.2.4 Lindås ...51
6.3 Konsekvensutredning landskap ...53
6.4 Fagutreders forslag til mulige avbøtende tiltak og BKK Netts kommentarer ...53
7. KULTURMINNER OG KULTURMILJØ...57
7.1 Metode ...57
7.2 Områdebeskrivelse - verdivurdering ...57
7.3 Konsekvensutredning ...59
7.3.1 Direkte konsekvenser (anleggsfasen)...59
7.3.2 Visuelle konsekvenser (driftsfasen)...59
7.4 Fagutreders forslag til mulige avbøtende tiltak...60
7.5 Tiltakshavers kommentarer ...60
8. BIOLOGISK MANGFOLD ...61
8.1 Metode ...61
8.2 Områdebeskrivelse – verdivurdering...61
8.2.1 Klima, berggrunn og vegetasjon ...61
8.2.2 Artsmangfold ...62
8.3 Konsekvensutredning biologisk mangfold ...64
8.4 Fagutreders forslag til mulige avbøtende tiltak, og BKK Netts kommentarer ..66
8.4.1 Generelle avbøtende tiltak ...66
8.4.2 Forslag til avbøtende tiltak på konkrete strekninger ...66
8.5 Marint biologisk mangfold...70
9. FRILUFTSLIV ...71
9.1 Metode ...71
9.2 Områdebeskrivelse – verdivurdering...72
9.3 Konsekvensutredning friluftsliv ...73
9.4 Fagutreders forslag til mulige avbøtende tiltak...73
10 JORD OG SKOGBRUK ...74
10.1 Metode og datagrunnlag ...74
10.2 Områdebeskrivelse – verdivurdering ...75
10.3 Konsekvensutredning jord- og skogbruk ...75
10.4 Fagutreders forslag til avbøtende tiltak og BKK Netts kommentarer ...76
10.5 Tiltakshavers kommentarer...77
11. NÆRFØRING ...77
11.1 Metode og datagrunnlag ...77
11.2 Beregnete magnetfelt...78
12 ELEKTROMAGNETISKE FELT OG HELSE ...80
12.1 Tiltakshavers kommentarer og forslag til avbøtende tiltak...81
13 GENERELL OMTALE AV STØY FRA ANLEGGET ...81
13.1 Mulige avbøtende tiltak...82
14 AREAL OG SAMFUNN...82
14.1 Vernede områder ...82
14.2 Inngrepsfrie områder ...82
14.3 Flytrafikk ...82
14.4 Næringsutvikling...82
14.5 Fellesføring kabel i Hopegarden og planlagt...84
15 KABEL SOM ALTERNATIV TIL LUFTLEDNING...84
16 REFERANSER OG PLANUNDERLAG ...85
Figur 1 Oversiktskart som viser alternative løsninger mellom Mongstad og Kollsnes. Løsninger som er vurdert, utredet1og omsøkt vises med forskjellige farger
1Utredet i henhold til plan- og bygningslovens bestemmelser om konsekvensutredninger.
1 SAMMENDRAG
1.1 Sammenstilling av ikke prissatte konsekvenser
Resultatet fra de ulike fagrapportene er justert inn i konsekvenstabellen under for å kunne sammenligne alternativ med hensyn på såkalte ikke prissatte konsekvenser.
Kommentarer til vurderingene følger fortløpende etter tabellene.
Metoden er basert på Statens vegvesens håndbok 140 for konsekvensanalyser[6]. Denne metoden er også akseptert av myndighetene som egnet for utredning av konsekvenser for kraftledninger. Det er definert i de enkelte fagrapporter hvilke kriterier som legges til grunn for de ulike graderinger. Omfang av tiltaket og verdien på vurderingstema
summeres til en negativ konsekvens etter følgende skala: Ubetydelig – liten – middels – stor – meget stor. De negative konsekvensene for enkelte delområder langs traseen kan være større enn det som går frem av totalvurderingen av hele strekningen.
Det er bare landstrekningene som sammenstilles i tabellen under. Ulempene ved de ulike sjøkabeltraseene er små, og forskjellene vil ikke ha betydning i sammenstillingen på grunn av store kostnadsforskjeller.
Alle vurderinger i tabellen er i forhold til negativ konsekvens.
Et eksempel på bruk av tabellen: Alternativ 3 vurderes til å få stor negative konsekvens for tema landskap, mens konsekvensen i forhold til kulturminner vurderes til middels negativ.
Tema Alt 1 Alt 2 Alt 3.1.2 Alt 3
Landskap MIDDELS UBETYDELIG STOR TIL
MIDDELS STOR
Kulturminner LITEN UBETYDELIG TIL
LITEN
LITEN TIL
MIDDELS MIDDELS Friluftsliv LITEN TIL
UBETYDELIG UBETYDELIG TIL
LITEN MIDDELS TIL
LITEN MIDDELS
Jord- og skogbruk MIDDELS TIL
STOR UBETYDELIG MIDDELS MIDDELS
Biologisk mangfold MIDDELS TIL
LITEN LITEN NEGATIV MIDDELS TIL
STOR STOR
Bebyggelse (b /h)2 0 / 1 6 / 1
1 / 2 11 / 9
Tabell 1 Sammenstilling av konsekvensene for de utredete alternativ.
Tema Alt 1 Alt 1.2
Landskap LITEN LITEN TIL MIDDELS
Kulturminner LITEN LITEN
Friluftsliv UBETYDELIG UBETYDELIG TIL
LITEN
Jord- og skogbruk STOR STOR
Biologisk mangfold 3
Bebyggelse (b/h)2 0/0 0/0
Tabell 2 Sammenstilling av konsekvensene for alternativ 1 og 1.2
2Boliger (b) og hytter (h) registrert mindre enn 100 meter fra luftledning / 15 meter fra kabel.
3Alternativ 1 vurderes til å ha klart mindre negative konsekvenser enn alternativ 1.2
1.1.2 Landskap
Alternativ 1 gir små negative konsekvenser i Øygarden og ingen i Austrheim. Over Radøy får anlegget et visst negativt omfang, men landskapet her gir muligheter for avbøtende tiltak. Vegetasjon og terrengformer vil i større grad være med på å absorbere inngrepet.
Alternativ 1 får lavere master enn alternativ 3, og det er kryssing av seilingsleder som gjør at mastehøydene langs alternativ 3 blir høye.
Alternativ 2 vurderes som mest skånsomt for landskapsbildet.
Alternativ 3.1.2 krysser ikke Straumssundet, Fosenstraumen og Tjeldstømarka. Det gjør at de negative konsekvensene totalt sett blir mindre enn for alternativ 3.
Alternativ 3 har flest store negative konsekvenser. Alternativ 3 går gjennom kommunene Øygarden og Austrheim, som begge består av sårbart, nakent kystlandskap med en rekke øyer og sund. I begge kommunene må anlegget på grunn av krav til seilingshøyde bygges med relativt høye luftspenn. Topografien gjør det vanskelig å finne gode
avbøtende tiltak i disse områdene. En luftledning på tvers av terrengformene blir svært synlig og får et negativt omfang selv om traseen forskyves.
1.1.3 Kulturminner og kulturmiljø
Alternativ 1 er mindre konfliktfylt enn alternativene 3 og 3.1.2, både fordi det ikke berører lokaliteter med like høy verdi, og fordi det i mindre grad nærføres med disse lokalitetene. I områdene Ljøsøysundet i Øygarden, Mjøsvatnet og Saltviki i Radøy og Hope-Mjølfjell i Lindås vil anlegget gi negativ konsekvens av noe omfang. I alle disse tilfellene er det mulig å avbøte konsekvensen ved å justere traseen ved å flytte mastepunktet lenger unna de kjente kulturminnene.
Alternativ 2 (kabelalternativet) beveger seg i nærheten av noen av de mer verdifulle kulturminnene, men dersom de ikke skades i anleggsperioden vil kabelløsningen ikke medføre negative konsekvenser for de kjente kulturminner og kulturmiljø i området.
Potensialet for å finne automatisk fredede kulturminner er stort, men undersøkelser i forkant vil kunne avdekke eventuelle konflikter.
Alternativ 3.1.2 over Den indre farleia i Austrheim vil som alternativ 3 være av negativt omfang, men masteplasseringen på 3.1.2 (mast plasseres på holmen midt i sundet) gjør dette alternativet mer synlig enn alternativ 3, og altså av større negativt omfang.
Alternativ 3 er den traseen som har lengst luftlinje. Det er dermed naturlig at den har flere mulige konfliktpunkter enn de andre traseene, men det er også her de negative konsekvensene er størst. Vi finner lokaliteter med høy verdi, og omfanget av anlegget vurderes som stort. Dette alternativet har de høyeste mastene. I Øygarden fører lengden på traséalternativ 3 til en rekke konfliktpunkter. Ingen av disse punktene gir stor negativ konsekvens. Mengden av moderate negative konflikter gjør at alternativ 3 likevel
fremstår som et større inngrep enn de andre alternativene.
Ved Rapeneset på Radøy utløser alternativ 3.0 den største negative konsekvensen, både på grunn av områdets store verdi, men også fordi anlegget her er av ekstra stort
omfang.
1.1.4 Friluftsliv
Alternativ 1 over Radøy går gjennom skogsområder som gir andre naturopplevelser enn dem man får på de nakne øyene. Vegetasjon og landskapsformer gjør disse områdene skjermet og ledningsanlegget mindre synlig på lang avstand (Felles strekning for 3 og 3.1.2).
I Lindås er det sjø- og strandområdene som har størst betydning for friluftslivet. Tiltaket vurderes til å få liten til ubetydelig negativ konsekvens for friluftslivet i området.
Alternativ 2 er det mest skånsomme alternativet i forhold til friluftsliv. Det vurderes som negativt at den passerer et badeområde på Byngja, og boligområder på Radøy og Lindås.
Alternativ 3.1.2 er ikke noe godt alternativ til 3 når det gjelder friluftsliv fordi det kommer i sterk konflikt både med forlengelsen av Nordsjøløypa og i tillegg berører et friluftsområde på Krossneset. Det har også negative konsekvenser i Austrheim ved at det berører kystsonen, fordi de viktigste friluftsområdene ligger der.
Alternativ 3 berører Tjeldstømarka og Nordsjøløypa som er de lokalitetene som har størst verdi for friluftslivet i Øygarden. Ved Fosenstraumen mellom Radøy og Austrheim vil noe av turopplevelsen bli redusert ved at en 60 meter høy mast etableres i nærheten av Steinalderstien. Tiltaket gir også negative konsekvenser lenger nord i Austrheim ved at det berører kystsonen, fordi de viktigste friluftsområdene ligger der.
1.1.5 Jord- og skogbruk
De store konfliktene er knyttet til gylling. Kraftledningen vanskeliggjør spredning av gjødsel med et tradisjonelt gylleredskap, og gjødsling av arealet under kraftledningen vil bli dermed mindre effektivt. Det gjelder både alternativ 1, 1.2 (Lindås og Mjøs og
Straume) og alternativ 3 (Mjøs, Keila og Litlelindås).
1.1.6 Biologisk mangfold
Alternativ 1 Kollsnes – Ljøsnesøy (Øygarden) har generelt lavt konfliktnivå fordi store deler av området allerede er berørt.
I Radøy kommune passerer traseen gjennom tettvokst kulturskog som i seg selv medvirker til å forringe naturmiljøverdiene. Konfliktene knytter seg i hovedsak til kollisjonsfare på åpne strekninger mellom fugl og luftledninger, for eksempel myrområdet Havet på Radøy. (Felles strekning for 3 og 3.1.2).
Alternativ 1 krysser videre Nordangsvågen som er overvintringsområde for sangsvaner og trekkorridor for fugler. Det knytter seg klart størst konflikt til berøring av leveområde for hønsehauk, en art som er rødlistet og betydelig kollisjonsutsatt. (Felles strekning for 1 og 3.1.2).
Fra Tyttebærneset over Lindås kommune er den største konflikten at traseen vil berøre leveområde for hønsehauk.
Alternativ 1.2 er klart mer konfliktfylt fordi det medfører økt nærføring til to spillplasser for orrfugler og hekkplasser for ravn, og dels fordi traseen vil krysse en edellauvskog.
Alternativ 2 krysser på en uheldig måte store deler av kystlyngheia i Dalsmarka, ellers lavt konfliktnivå fordi traseen i stor grad er planlagt parallellført med eksisterende veier.
Alternativ 3.1.2 Den delen av traseen som passerer Øygarden, er betydelig mindre konfliktfylt enn alternativ 3. Det vil likevel oppstå uheldig nærføring til Røyrevatn og Stølevatn (fiskemåkekoloni). Tap av kulturskog på Krossneset vil ikke oppfattes som negativt for naturmiljøet.
Over Naustneset i Austrheim kommune vil en luftledning komme forholdsvis nær vannspeilet. En luftledning i dette området vil kunne medføre betydelig kollisjonsrisiko for en del av fugleartene i dette fjordsystemet. Sammenlignet med alternativ 3
innebærer traséalternativ 3.1.2 færre kryssinger ved at man unngår luftspenn over Fosenstraumen, Lindås-vatnet, Førlandsvågen og Njøtesundet.
Alternativ 3 er mest konfliktfylt. Viktigste konfliktpunkt er mange kryssinger av sund og åpne vannspeil, samt kryssing/nærføring til viktige våtmarksområder. I tilknytning til Tjeldstø naturreservat, og våtmarkene der omkring, vil det oppstå betydelige konflikter knyttet til kollisjonsrisiko for sangsvaner, gjess, ender og andre fuglearter. Linjeføringen parallelt med riksveien, og videre østover langs veien mot Sture, vil i stor grad være problematisk i forhold til fuglearter som flyr ut og inn av de mange innsjøene,
sumpområdene og lyngheiene i Tjeldstømarka.
Traseen videre fra Mjøs til Mongstad peker seg klart ut som problematisk i forhold til temaet naturmiljø. Viktige konfliktpunkter er de mange kryssingene av åpne vannspeil som fungerer som trekkorridorer for fugler. I tillegg vil dette traséalternativet berøre leveområder for sjeldne og truede fuglearter (rødlistede arter).
1.1.7 Bebyggelse
Alle bygninger registreres i et 100-metersbelte på hver side av kraftledningen. Innenfor dette beltet beregner vi fremtidig magnetfelt for alle hus og hytter. Tilsvarende gjøres for et 15-metersbelte langs jordkabelen (magnetfeltverdiene er høyere, men kurven flater fortere ut langs en jordkabel enn langs en luftledning).
De største konfliktene vedrørende nærføring er knyttet til alternativ 2 og 3. For alternativ 2 registrerer vi 3 boliger og 1 hytte i Radøy kommune og 2 boliger i Lindås kommune.
Vedrørende alternativ 3 er det vi finner flest boliger og hytter. Ved Harkestad/Eide registrerer vi 8 boliger og 2 hytter innenfor et 100-metersbelte. Den nærmeste boligen ligger ca. 55 meter fra ledningen (senter bygning).
1.2 Sammenstilling av investeringskostnader og tekniske forhold
1.2.1 Tekniske og driftsmessige konsekvenser
Det er få feil på 300 kV ledningsanlegg, men når feil oppstår, kan konsekvensene bli store. For å gjøre reparasjonstiden kort trengs reservemateriell og øvet mannskap. For alle typer ledningsanlegg vil den tiden anlegget er ute av drift være avhengig av skadeomfanget.
Typiske reparasjonstider:
Luftledning: 1–3 dager
Jordkabel: 1-3 uker
Sjøkabel: 1–3 måneder
Driftskostnadene er forholdsvis lave på alle tre anleggstyper.
1.2.2 Investeringskostnader
Overføringsevne 1500 A er lagt til grunn ved beregning av kabelkostnadene. Dersom det en gang i fremtiden blir nødvendig å øke til full kapasitet (3000 A), må det legges et nytt kabelsett, og kostnadene vil øke tilsvarende.
Luftledningsanlegget dimensjoneres for full kapasitet fordi kostnadsforskjellene er marginale.
Overføringsevne 1500 A (750 MW) 3000 A (1500 MW)
Luftledning 4 mill. kr pr km 4 mill. kr pr km
Sjøkabel 20 mill. pr km 39 mill. pr km
Jordkabel 20 mill. pr km 38 mill. pr km
Tabell 3 Kostnader etter ledningstype og overføringsevne.
Alle alternative løsninger har relativt lange strekninger med kabel, og det blir behov for kompensering for alle løsninger unntatt for alternativ 3. Investeringskostnader for de ulike løsningene, inkludert kostnader i stasjonene er satt inn i tabellen under.
Usikkerheten er +/- 20 prosent, prisnivå 2007.
Alternativ utredet Alt 1 /
1.2 Alt 2 Alt 3.1.2 Alt 3
Ledning og kabel 562 825 450 311
Stasjonsanlegg 81 81 81 81
Fasekompensering 25 125 20 0
Investeringskostnader 668 1031 551 392
Tabell 4 Kostnader fordelt på anleggstype.
1.3 Sammenstilling av ulike kombinasjonsmuligheter
På neste side er vist en sammenstilling av de ulike trasevalg, slik at konsekvensen ved andre kombinasjoner enn de vi har prioritert fremkommer. Vi har utredet fire alternative løsninger i Øygarden og frem til Radøy, og fire alternative løsninger videre fra Radøy til Mongstad.
Vi har søkt tre alternative løsninger, disse kan settes sammen i 9 ulike kombinasjoner dersom man ser bort underalternativ 1.2 i Lindås.
Vedrørende konsekvenser for sjøkabel er det hovedsakelig kostnadene som skiller de ulike alternativ.
Det er bare ledningskostnadene som sammenlignes.
Alternativ 1 Kollsnes - Ljøsøysund - Kuvågen
Alternativ 2 Kollsens - Ljøsøysund - Kvalheim - Fesøysund - Hopsund - Mongstad Alternativ 3 Kollsnes - Ådneset - Kuvågen
Alternativ 3.1.2 Kollsens - Krossneset - Kuvågen Tema Alt 1 Alt 1.2
Landskap
liten liten til middelsKulturminner
liten litenFriluftsliv
ubetydelig Ubetydelig til litenJord/skog
Stor negativ Stor negativAlternativ 1 Kuvågen - Fesøysund - Tyttebærneset - Mongstad
Bio mangfold
1)Bebyggelse
0 0Alternativ 2 Fesøysund - Hopssundet - Mongstad
Kostnader
18 mill 18 millAlternativ 3 Kuvågen - Mongstad 1) klart mindre negative konsekvenser enn alterantiv 1.2
Alterantiv 3.1.2 Kuvågen - Fesøysund - Nautneset - Mongstad
Øygarden til Radøy Kostnad Landskap Kulturminner Friluftsliv Jord / skogbruk Biologisk mangfold Bebyggelse *
Alternativ 1
350 mill middels til liten liten liten til ingen ubetydelig liten 0Alternativ 2
385 mill 0 0 ingen til liten ubetydelig ubetydelig til liten 0Alternativ 3
250 mill stor liten til middels middels til stor middels stor 9 b og 5 hAlternativ 3.1.2
325 mill middels liten middel ubetydelig middels 0Radøy-Austrheim-Lindås
Alterantiv 1
212 mill middels til liten ingen til liten 0 stor middels 0Alternativ 2
440 mill 0 0 0 0 liten 6 b og 1 hAlternativ 3
61 mill stor middels middels til liten middels stor 2 b og 4 hAlterantiv 3.1.2
125 mill stor til middels middels liten til ingen middels stor, mindre enn 3 1 b og 2 h* Boliger (b) og hytter (b), registrerte enheter nærmere enn 100 meter luftledning/15 meter kabel
1. INNLEDNING
1.1 Bakgrunn og formål
Konsekvensutredning er påkrevd for alle større tiltak. Formålet med konsekvensutredninger er uttrykt i plan- og bygningslovens § 33-1:
”Formålet med en konsekvensutredning er å klargjøre virkninger av tiltak som kan få vesentlige konsekvenser for miljø, naturressurser eller samfunn. Konsekvensutredninger skal sikre at disse virkningene blir tatt i betraktning under planlegging av tiltaket og når det skal tas stiling til om, og eventuelt på hvilke vilkår, tiltaket kan gjennomføres.”
Konsekvensutredningene er gjennomført i henhold til plan- og bygningslovens kap. VIII-a om konsekvensutredninger og utredningsprogrammet som NVE fastsatte 14. februar 2007 (vedlegg 9).
Melding om tiltaket [5] ble sendt april 2006. Den ble sendt på høring til berørte instanser juni 2006, og høringsfrist ble satt til 01.09.2006.
Utsending av melding ble kunngjort i Norsk Lysningsblad og to ganger i Strilen og i Bergens Tidende. NVE arrangerte i forbindelse med høringen folkemøter i Øygarden og Radøy kommuner. Alle grunneiere fikk direkte invitasjon til folkemøtene via en
informasjonsbrosjyre som ble sendt i posten.
Det kom inn 13 høringsuttalelser til Meldingen med foreslått utredningsprogram. Disse merknadene er en del av grunnlaget for det endelige utredningsprogrammet (vedlegg 9).
BKK Nett har i periodene etter at utredningsprogrammet ble vedtatt, holdt møter med alle de berørte kommunene samt fiskerimyndighetene. Alle grunneiere som kan bli berørt av en av de traseene som er utredet, er tilskrevet direkte (vedlegg 10).
1.2 Innhold og metoder
Det er fire alternative traseer som er utredet, er vist på figur 1. Konsekvensene beskrives etter stigende tall og inndeles etter fagtema.
Alternativ 1 og 1.2: 1.2 er et underalternativ til alt.1 i Lindås.
Alternativ 2 Jord- og sjøkabel løsning
Alternativ 3 Løsning med minimum bruk av kabel
Alternativ 3.1.2: 3.1 (Øygarden) og 3.2 (Austrheim) er alternative løsninger til alternativ 3, og er i søknaden satt sammen til et nytt alternativ med navn 3.1.2.
Figur 2 Underalternativ – alternativ 3.1 og 3.2 er i søknaden satt sammen til et nytt hovedalternativ, alternativ 3.1.2.
De ulike traseene kan settes sammen i ulike kombinasjoner. Vi beskriver konsekvensene i henhold til ovennevnte inndeling.
Utredningene er basert på eksisterende data, generell kunnskap og for de fleste tema befaringer og feltregistreringer. For de fleste utredningstema er Statens vegvesens metode for konsekvensutredninger benyttet, den er beskrevet i Håndbok 140 [6].
Innledningsvis er metode fyldigere beskrevet i den enkelte fagrapport.
Konsekvensene i denne metoden fremkommer ved at områdets verdi vurderes i forhold til tiltakets omfang.
Alternativ 3.2
Alternativ 3.1
Alternativ 1.2
Verdi og omfang vurderes av fagkyndige for det enkelte utredningstema, og resultatene synliggjøres som eksemplifisert på figuren under.
Figur 3 Skjema som viser konsekvens som et forhold mellom tiltakets omfang og verdien på tema som tiltaket berører
Et eksempel: Dersom vi bygger i et landskap som vurderes til å ha liten verdi, og tiltaket vurderes til å ha stort negativt omfang kan vi ut fra figuren konkludere at tiltaket vil gi liten negativ konsekvens for landskapet.
Det er utarbeidet en rekke fagrapporter og notater, se referanselisten i kapitel 16.
Fagrapportene er en del av konsekvensutredningen, og kan på forespørsel sendes høringsinstansene og andre interesserte. Enkelte opplysninger for eksempel detaljinformasjon om truede arter, er unntatt offentlighet.
Tabellen på neste side viser hvem som har jobbet med de ulike tema, og hvilke metoder og datagrunnlag som er brukt.
Tema Ansvarlig Metode og datagrunnlag
Systemløsninger
BKK Nett AS Systemanalyse, tekniske og økonomiske vurderingerFriluftsliv
Riss Landskap ASBefaring, innsamling av registrerte data, informasjon fra lokalkjente
Nærføring og
magnetfelt
BKK AS / BKK Nett AS Litteraturgjennomgang, beregninger og befaringerJord- og
skogbruk
Riss Landskap AS Befaring og studie av kart, samtaler med lokalkjenteLandskap
Riss Landskap AS Befaring, landskapsvurderinger og fotoillustrasjoner
Kulturminner og
kulturmiljø
Riss Landskap ASBefaring, innsamling av registrerte data, vurdering av direkte virkning og påvirkning på grunn av nærføring.
Biologisk
mangfold
Ole Kristian Spikkeland, Naturundersøkelser ASBefaring, innhenting av registerte data og informasjon fra lokalkjente.
Marine arter og
Marin verneplan
Rådgivende Biologer AS Tilgjengelig litteratur og nasjonale databaser.Informasjon fra kommunen.
Fugl
Ole Kristian Spikkeland,Naturundersøkelser AS Befaring, innhenting av registerte data.
Traséjusteringer
og kabel
BKK Nett AS Tekniske og økonomiskevurderinger
Tabell 5 Tema, fagutreder og metode/datagrunnlag.
2. BESKRIVELSE OG BEGRUNNELSE AV TILTAKET
BKK Nett har ansvar for å sikre et trygt og effektivt kraftnett. Bakgrunnen for at vi ønsker å bygge kraftledningen mellom Mongstad og Kollsnes er at denne vil bidra til å redusere kostnadene i kraftsystemet. I området Mongstad/Matre vil det bli et stort overskudd på kraft, mens det er ventet en betydelig auke i kraftuttaket på Kollsnes.
Denne utviklingen innebærer en betydelig belastning på eksisterende kraftsystem i området. Ved å bygge den omsøkte ledningen mellom Mongstad og Kollsnes vil energitapet i nettet bli redusert. I tilegg vil leveringssikkerheten øke, og dermed vil avbruddskostnadene også bli betydelig redusert.
2.1 Begrunnelse for tiltaket og beskrivelse av 0-alternativet
Det er overskudd av kraftproduksjon i Mongstad-Matre området, og underskudd på Kollsnes. Tiltaket vil gi en bedre forsyningssikkerhet til Kollsnes og det øvrige Bergensområdet.
Elektrisitetsforbruket ved gassbehandlingsanlegget på Kollsnes har økt jevnt siden oppstarten i 1995. Det samme gjelder elektrisitetsforbruket på Troll A plattformen, som forsynes via strømkabler fra Kollsnes. I årene fremover forventes en betydelig økning i strømforbruket både på Troll A og på Kollsnes, blant annet på grunn av gasstransport.
Statoil fått konsesjon til å bygge et kraftvarmeverk (EVM) på Mongstad med 280 MW elektrisitetsproduksjon. Dette området vil selv uten nye kraftverk ha kraftoverskudd på grunn av kraftproduksjon fra Matre og andre vannkraftverk. Det er videre planer om vindparker både i Gulen og i Nordhordland, og i tillegg søker BKK Produksjon AS om å bygge et kraftvarmeverk i området. Belastningen på ledningen vil allerede med EVM være slik at det i deler av året må foretas spesialregulering av produsenter i området, for å unngå overbelastning.
Økt produksjon, i tillegg til eksisterende produksjon i området, gjør det nødvendig å øke overføringskapasiteten ut av området med en ny forbindelse. Den nye forbindelsen vil avlaste dagens ledninger og redusere energitapet. Dagens nett har for liten kapasitet til å overføre den mengden kraft som produsentene i området ønsker å levere i markedet.
O-alternativet vil medføre store nettap og begrenset transportkapasitet.
Forsyningssikkerheten både til Kollsnes og det øvrige Bergensområdet vil innen få år være uakseptabel gitt prognosert forbruksutvikling, jfr. figur nr. 7. Økt forbruk på Kollsnes vil medføre at leveringssikkerheten svekkes i forhold til i dag. Med kritiske feil i nettet må store deler av forbruket på Kollsnes og Troll A plattformen kobles ut.
2.2 Aktuelle traseer og mastetyper
Traseer som utredes fremgår av oversiktskart vist som figur 1.
BKK Nett har utredet flere alternative løsninger enn de som nå omsøkes. Den løsningen som er vurdert til å være minst negativ for miljøet og samtidig å tilfredsstille tekniske og økonomiske kriterier er den traseen som er omtalt som alternativ 1. Vi har søkt om et underalternativ til 1 i Lindås kommune alt.1.2, fordi kommune og beboere i området bad om at traseen ble trukket noe lenger øst. BKK Nett har ikke prioritert mellom disse løsningene. Alternativ 1 er luftledning fra Mongstad til Tyttebærneset, sjøkabel over Lurefjorden til Fesøysund i Radøy kommune. Luftledning over Radøy til Kuvågen, en kort jordkabel ned til sjøen og videre derfra i sjøkabel til Ljøsnesøy i Øygarden kommune.
Videre som luftledning frem til Kollsnes transformatorstasjon.
De andre omsøkte alternativene er vurdert til å få langt større negative
miljøkonsekvenser, spesielt for landskap og biologisk mangfold. BKK Nett er kjent med st.prp.nr.19 [13] om tiltak for å redusere miljøulemper. Det fremgår der at anlegg på dette spenningsnivået skal bygges som luftledning. Bare unntaksvis og ved svært sterke miljøhensyn skal kabel vurderes. BKK Nett søker også om alternative løsninger med mer luftledning dersom myndighetene finner at grunnlaget for mer kabel ikke er tilstede.
Alternativ 2 som er en ren sjø- og kabelløsning omsøkes ikke, hovedsakelig på grunn av høye kostnader.
Mastetyper
Det planlegges å benytte grå stålmaster av typen selvbærende portalmaster. Høydene varierer fra ca.15 til ca.60 meter. Det er flest bæremaster, forankringsmaster er en kraftigere type som brukes i knekkpunkt. Prinsippskisse av begge mastetypene og bilder av tilsvarende master er vist på figuren under.
Figur 4 3 D figur av selvbærende portalmaster – bæremast til venstre og forankringsmast til høyre.
Figur 4 a Bilde av selvbærende portalmaster, bæremast til venstre og forankringsmast til høyre.
(Foto: Per Ivar Rotvoll Tautra)
2.3 Beskrivelse av areal som blir berørt
Norge er i NIJOS (Nasjonalt referansesystem for landskap) delt inn i 45
landskapsregioner, og dette området inngår i region nr 20: Kystbygdene på Vestlandet.
Kystlandskapet som blir berørt er åpent og flatt, og er delt opp av ulike våger, sund og småfjorder.
Mye av det som tidligere var åpne heiområder, er tilplantet eller har grodd igjen på naturlig måte. Benevnelsen busklandskap er treffende i dag, men på sikt er det grunn til å tro at store deler av regionen gradvis vil bli utviklet til et mer lukket lauv- og
barskoglandskap.
Lyngheier, fuktheier og myrer dominerer fremdeles, men det treløse landskapet gror nå til. I løpet av de siste 50 årene har det vært en enorm gjengroing av lyngheier og utmarksbeiter. Det har vært mye grantreplanting, særlig på oppgrøfta myrer.
De forskjellige alternative løsninger kommer i berøring med strandsone, fjord, øyer samt mer skogkledde områder som ikke er synlige fra sjøen.
Bildene under illustrerer de mest karakteristiske landskapstypene innenfor planområdet.
Figur 5 Øylandskap (Austrheim kommune).
Figur 6 Skrinn vegetasjon (Øygarden kommune ) og skog og myr (Radøy kommune).
3. SYSTEMLØSNING
Kraftsituasjonen i området vil bli svært anstrengt dersom det ikke iverksettes tiltak, enten i form av mer lokal produksjon eller i form av nye overføringsledninger.
3.1 Begrunnelse for valg av systemløsning
Dagens overføringsnett i området tilfredsstiller ikke samfunnsøkonomiske krav til kapasitet og effektiv energioverføring. Andre løsninger er kort vurdert i BKK Nett sitt forprosjekt [23], og konklusjonene er at det ikke finnes gode alternativ til en ny forbindelse mellom Mongstad og Kollsnes.
Forbindelsen slik den nå er planlagt, vurderes til å ha tilstrekkelig overføringskapasitet til å transportere produsert energi ut fra Mongstadområdet og dekke den prognoserte forbruksveksten i Kollsnesområdet. Den skal tilfredsstille krav til kvalitet og
leveringspålitelighet.
I meldingen [24] sier vi at forbindelsen planlegges idriftsatt med spenning 132 kV, men at den vil bli bygget for 300 kV slik at den på sikt kan inngå som en del av en 300 kV forbindelse Modalen–Kollsnes.
Nye lastprognoser for Kollsnes og Troll A, hvor det prognoseres med effektuttak stigende til ca 700 MW i ca 2016, viser at det vil bli behov for større overføring på aktuell ledning enn hva en 132 kV løsning kan ivareta. Systemanalyse vedrørende prognosert lastøkning i BKK Netts nettområde [26 ] viser at anlegget bør tilrettelegges for driftspenning på 300 kV fra første dag.
3.1.1 Teknisk beskrivelse og sammenstilling av forskjellige alternativ
De forskjellige trasealternativ som er utredet omhandler i all hovedsak forskjellig grad av kabel på forbindelsen.
Tabell 6 Lengde luftledning, jord- og sjøkabel fordelt på de ulike alternativ
Kapittel 6 i konsesjonssøknaden gir en sammenfatning av teknisk beskrivelse for de ulike kabeltyper og luftledningen.
Det er enklere å øke overføringskapasitet på luftledninger enn hva det er på kabelanlegg, kapasiteten på luftledningsanlegg kan dobles med marginale merkostander, mens
tilsvarende økning med kabel krever at det legges et ekstra kabelsett.
Lange strekninger med kabel gir behov for forskjellig grad av reaktiv kompensering.
Sammenfatningen under bygger på analyse gjort i samarbeide med Sintef. Analyser og vurderinger for de forskjellige trasé alternativ er basert på ett kabelsett, med en
overføringskapasitet på ca 750 MW.
Alternativ luftledning sjøkabel jordkabel SUM
1 og 1.2 (søndre)
12 km 23 km 200 m 35 km
3.1.2 (midtre) 18 km 17 km 200 m 35 km
3 (nordre) 27 km 9 km 200 m 36 km
2 (jord- og kabelløsning) 0 23 km 15 km 38 km
Alternativ Reaktiv produksjon
i kabel Kompenseringsbehov Plassering
1 128 MVAr 100 MVAr reaktor Mongstad
2 204 MVAr +/- 200 MVAr SVC3 anlegg Kollsnes
3.1.2 97 MVAr 80 MVAr reaktor Mongstad
3 60 MVAr Nei
Tabell 7 Reaktiv produksjon og kompenseringsbehov
Plassering av reaktor på Mongstad er vist på vedlegg 4. Et eventuelt SVC anlegg er mer plasskrevende, plassbehovet vil være 60 meter x 60 meter. Anlegget er tenkt plassert på sørsiden av transformatorstasjonen på Kollsnes.
3.1.2 Kostnader
Det har vært en periode med lavere kabelpriser, jfr. NVE notat nr.42/03 [25].
Råvareprisene har i ettertid hatt en betydelig stigning, særlig for kobber. Kabelprisene nærmer seg igjen nivået fra før 1995.
Ved 300 kV spenning er det ingen vesentlige kostnadsforskjeller mellom å bruke jord- eller sjøkabel over samme avstand. Sjøkabel har en høyere meterpris enn jordkabel fordi den må ha en dyr armering, men dette jevnes ut ved at det koster mer å grave grøftene som jordkabelen skal ligge i.
Av hensyn til kostnader og tekniske forhold vil kraftledninger der kabel inngår, bygges med lavere overføringsevne enn luftledninger. Slike kabelanlegg må ta høyde for å legge et ekstra kabelsett senere dersom kravet til overføringsevne øker.
Ved bygging av en 300 kV ledning vil kabel koste om lag ti ganger mer enn luftledning dersom overføringsevnen skal være den samme. Med halvparten så stor overføringsevne som luftledning vil kabelen koste om lag fem ganger mer.
Overføringsevne 1500 A (750 MW) 3000 A (1500 MW)
Luftledning 4 mill. kr pr km 4 mill. kr pr km
Sjøkabel 20 mill. pr km 39 mill. pr km
Jordkabel 20 mill. pr km 38 mill. pr km
Tabell 8 Sammenfatning av kostnader fordelt på anleggstype og overføringsevne.
Tabellen under viser en sammenstilling av kostnadene ved en overføringsevne på 1500 A, fordelt på de ulike alternativ.
Byggekostnadene er basert på grove estimater og inkluderer også planlegging og administrasjon. Grunnerstatninger, renter i byggetiden, investeringsavgift og eventuell beskyttelse av telenettet er ikke inkludert. Usikkerheten er +/- 20 prosent. Prisnivå 2007.
Alternativ utredet Alt 1 / 1.2 Alt 2 Alt 3.1.2 Alt 3
Ledning og kabel 562 825 450 311
Stasjonsanlegg 81 81 81 81
Fasekompensering 25 125 20 0
Investeringskostnader 668 1031 551 392
Tabell 9 Kostnader fordelt på anleggstype.
3SVC:Static Var Compensator, hurtig regulerende kompenseringsanlegg som gir spenningsstøtte til nettet.
3.1.3 Tekniske og driftsmessige forhold
Luftledninger er mer utsatt for ytre påkjenninger enn hva kabelanlegg er, men eventuelle feil på luftledninger er normalt forbigående og stående feil har en vesentlig kortere
feilrettingstid enn hva som er tilfelle for kabler.
Det er få feil på 300 kV kraftledninger, men når feil oppstår kan konsekvensene bli store.
For å gjøre reparasjonstiden kort trengs reservemateriell og øvet mannskap. For alle typer ledningsanlegg vil den tiden anlegget er ute av drift være avhengig av
skadeomfanget.
Vanlige reparasjonstider:
Luftledning: 1–3 dager Jordkabel: 1-3 uker Sjøkabel: 1–3 måneder
Forskjellene i drifts- og vedlikeholdskostnader for de ulike alternativ vurderes til å være så små at de ikke er funnet verd å analysere videre.
Av hensyn til omgivelsene forventes det at traseer for vei og kabel blir samlokalisert.
Dette kan påføre kabeldriften store kostnader med senere flyttinger, fordi lovverket gir offentlig veieier en særrett til å fastsette etableringsvilkårene, uavhengig av kabelens viktighet og størrelse.
Risiko og sikkerhet
Dette anlegget er en del av et masket nett, og slik at det ved en normalsituasjon vil være reserveforsyning dersom det skulle oppstå en feil.
En luftledning eksponeres for vær og vind, noe som vil resultere i feil og utkobling av ledningen. De fleste feilene er forbigående, slik at ledningen raskt kan kobles inn igjen.
Ved større skader på ledningen er det forholdsvis raskt å foreta permanente eller midlertidige reparasjoner slik at ledningen kan kobles inn igjen.
En kabel ligger mer skjermet enn en luftledning, slik at feilhyppigheten er langt lavere.
Den vanligste årsaken til kabelfeil er ytre påvirkinger, for eksempel ankring for sjøkabler og graving for landkabler. Oppstår det først en feil på en av sjøkablene, tar det langt mer tid å reparere den.
NVE legger til grunn at samfunnets sårbarhet knyttet til feil i kraftsystemet har økt de siste årene. Etter NVEs vurdering er det uheldig å risikere at store områder blir uten forsyning i dagevis mens man reparerer en kabel. Det bør derfor være reservemuligheter i nettet (masket nett) på de stedene hvor kabel vurderes i regionalnettet/sentralnettet.
3.2 Dagens nett og overføringsbehov
3.2.1 Energibalansen i BKK-området
Prognoser for energibehovet i området kjennetegnes ved en svak vekst i forbruket til alminnelig forsyning og en sterk forbruksvekst i oljerelatert industri.
Oljeindustrien i Hordaland har de siste ti årene hatt en sterk vekst, og industrien har planer for ytterligere vekst. Kraftbehovet har fulgt den samme utviklingen. Nye utvidelser og prosjekter har resultert i stadig høyere prognoser. Tilstrekkelige forsterkninger i kraftsystemet kan ta mange år, og det skaper utfordringer siden kraftsystemet hele tiden bør utvikles i forkant av forbruksveksten.
Prognosert utvikling i kraftbehovet i regionen er beskrevet i BKK Netts
kraftsystemutredning [27]. Etter at kraftsystemutredingen var ferdig er det klarlagt ytterligere kraftbehov i området. Det fremkommer i meldingen vedrørende Troll Videreutvikling [28] behov for økt uttak på Kollsnes. I tillegg foreligger det i samme område planer for videre utvidelser i Gasscos prosessanlegg på Kollsnes. Disse planene er usikre, men kan utgjøre opp til 120 MW, med mulig oppstart så tidlig som 2015.
Det planlagte CO2-fangstanlegget på Mongstad vil også kreve betydelige kraftmengder.
Det arbeides for å redusere dette kraftbehovet, men basert på kjent teknologi, anslås kraftbehovet til ca. 45 MW og rundt ca. 370 GWh. Dersom det også skal fanges CO2fra BKKs gasskraftverk vil kraftbehovet være ca. 60 MW og 490 GWh.
BKK Nett arbeider i dag ut fra en prognose for forbruksutviklingen i området som gitt i figur 7. Basert på tidligere erfaringer kan det ikke utelukkes at kraftbehovet fremover vil overstige disse prognosene.
- 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000
1995 2000 2005 2010 2015 2020
Usikkert
Gassco utvidelse CO2-fangst Troll/Kollsnes Gjøa
Mongstad Sture Industri Alminnelig forsyning
[GWh]
Forbruksutvikling i BKK-området
Prognose
Dagens produksjons- kapasitet
Med forventet økning i vind- og vannkraft Med EVM
Figur 7 Prognosert forbruksutvikling i BKK-området
Figuren viser også dagens produksjonskapasitet (5,5 TWh) innenfor det anstrengte BKK- snittet, forventet økning i vind- og vannkraft i det relevante området, og forventet produksjonskapasitet når også Energiverk Mongstad inkluderes. I tørrår kan produksjonen bli rundt 2 TWh lavere.
Samlet forventes den oljerelatert industriens kraftbehov å være rundt 5 TWh og 800 MW i 2015. Av dette utgjør Troll og Kollsnes prosessanlegg rundt 3,5 TWh og 600 MW, inklusiv planene for Troll Videreutvikling.
3.2.2 Begrensninger i kraftsystemets overføringsevne
I Norge og i Norden flyter kraften på tvers av landegrenser og mellom regionene. Dette styres av etterspørsel og produksjonskostnad. Enkelte regioner vil da normalt være overskuddsområder, mens andre vil være underskuddsområder.
Området Hordaland mellom Sognefjorden og Hardangerfjorden (BKK-området) har rike vannkraftressurser, men har de siste årene likevel vært et underskuddsområde. Dette er uproblematisk så lenge kraftsystemet har tilstrekkelig kapasitet til å overføre energi slik at vi kommer i balanse.
Med økende kraftforbruk i området, viser analyser at dagens kraftnett ikke har tilstrekkelig overføringskapasitet. Den største forbruksveksten er forventet hos
oljerelatert industri lengst vest i regionen. Det medfører at stadig større kraftmengder må importeres og overføres tvers gjennom BKK-området, og det vil i perioder oppstå flaskehalser i ulike deler av nettet. Disse flaskehalsene kalles ”Kollsnes-snittet”,
”Bergens-snittet” og ”BKK-snittet”.
Figur 8 Planlagte kraftledningsprosjekt i BKK-området
Dagens kraftnett til Kollsnes har ikke kapasitet til å møte den prognoserte veksten i forbruket der, med vanlige krav til reserver i systemet. BKK Nett planlegger derfor en ny 300 kV forbindelse mellom Mongstad og Kollsnes som vil knytte Energiverk Mongstad og øvrig produksjon i Matre området tettere til Kollsnes, og samtidig redusere det lokale nettapet betydelig.
Til Bergensområdet går det i dag to hovedledninger. Disse ledningene har ikke selv med dagens forbruk kapasitet nok til å forsyne området med vanlige krav til reserver. En økning i overføringsbehovet i henhold til de prognoser som er presentert fra oljerelatert industri gjør en styrking av aktuelt snitt enda mer aktuelt. En 300 kV forbindelse mellom Modalen og Mongstad er en aktuell løsning for å øke overføringskapasiteten over
Bergens-snittet.
Fra det øvrige nasjonale nettet og til BKK-området, som omfatter Bergens-området, går det i dag to hovedledninger, en fra Sogn og en fra Sunnhordland. Statnett planlegger å forsterke BKK-snittet ved å bygge en ny 420 kV forbindelse mellom Sima og Samnanger.
Prognosert forbruksvekst i regionen gjør det nødvendig med tiltak for å redusere overføringsbehovet og/eller forsterke overføringskapasiteten over alle de omtalte
”snittene”.
Som beskrevet i dette kapittelet er det flere utfordringer inn til- og internt i BKK- området. Ny forbindelse mellom Mongstad og Kollsnes er et tiltak som isolert sett er argumentert ut fra reduksjon i nettap og reduserte avbruddskostnader. Den vil også medvirke til å styrke ”Bergens-snittet” som første etappe i en fremtidig ytre ring mellom Fana–Kollsnes–Mongstad og Modalen.
3.2.3 Vurdering av mulige ledninger som kan saneres som følge av tiltaket De analyser og vurderinger som er foretatt viser at det ikke er forsvarlig å sanere noen ledninger som følge av realiseringen av ledningen Mongstad – Kollsnes. Selv om den nye ledningen og eksisterende 132 kV nett i området vil utgjøre en delvis parallell
infrastruktur mellom Mongstad og Kollsnes, viser lastflytanalyser sammen med utfallsanalyser at 132 kV nettet i området må beholdes. Dette for å unngå at forsyningssikkerheten i regionen svekkes.
3.3 Vurderte tiltak for å øke overføringskapasiteten
Tiltak som kan påvirke behovet for, eller tidspunkt for realisering av ledningen er knyttet opp mot mulighetene for å øke overføringen i eksisterende infrastruktur. Et slikt tiltak er temperaturoppgradering av 132 kV ledningene Mongstad – Seim og Seim – Meland.
Dette øker overføringskapasiteten på disse ledningene med ca 50 %, hvilket tilsvarer en økning på ca. 60 MVA ved 20 grader omgivelsestemperatur. Dette er langt fra
tilstrekkelig som et tiltak for å utsette eller overflødiggjøre ledningen.
Temperaturoppgradering vil ikke gi noen reduksjon i nettap, og driftsmessig er det en dårlig løsning å dimensjonere nettet for en utnyttelsesgrad opp mot 100%.
Tiltaket vurderes for øvrig gjennomført uavhengig av realiseringen av Mongstad – Kollsnes, for å redusere tidsperiodene med innestengt produksjon før etablering av ledningen Mongstad – Kollsnes til et minimum, og for å ha en infrastruktur som i noen grad kan håndtere utfall av ledningen Mongstad – Kollsnes uten at en må gå til
produksjonsfrakobling.
3.4 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet
Samfunnsøkonomisk vurdering skal veie nyttevirkningen av nettforsterkningen opp mot kostnader ved å gjennomføre prosjektet.
I den samfunnsøkonomiske analysen inngår følgende elementer:
Investeringskostnader
Drifts- og vedlikeholdskostnader
Avbruddskostnader for nettkundene (KILE-kostnader)
Kostnader til elektriske tap
Flaskehalskostnader
De største nyttevirkningene ved investeringen er reduserte nettap og forventede avbruddskostnader. Reduksjonen i forventede avbruddskostnader skyldes at forsyningssikkerheten til Kollsnes forbedres markant med den nye forbindelsen.
Analysene er basert på følgende forutsetninger:
30 kr/kWh i avbruddskostnader
389 MW gjennomsnittlig avbrutt effekt
Feil på ledningene Fana – Litle Sotra og Litle Sotra – Kollsnes er dimensjonerende
For nettap er det nyttet en tapspris på 0,3 kr/kWh og 7000 timer tapsbrukstid Bakgrunnen for den høye tapsbrukstiden er det faktum at tapene i området i hovedsak er relatert til brukstiden for produksjon, og den er høy.
Samlet sett er de samfunnsøkonomiske nytteverdiene vurdert til å være i størrelsesorden 1000 MNOK.
Den samfunnsøkonomiske vurderingen er gjort ved å sammenligne nåverdien av to ulike systemløsninger:
0. Minimumsløsningen: Dagens nett4 1. 0 + 300 kV Mongstad-Kollsnes
Referanseår er 2011 og analyseperioden og økonomiske levetid er satt til 30 år. I henhold til NVEs anbefaling for samfunnsøkonomiske analyser, er det er benyttet en realrente på 4,5 %.
Tabell viser nåverdi av kostnader, forventede kostnadsbesparelser og netto nåverdi for investeringen. Alle tall i MNOK.
Alt.1/1.2(søndre) Alt 2 Alt 3.1.2(midtre) Alt 3(nordre)
Investeringskostnad -668,0 -1031,0 -551,0 -392,0
Nettap 412,6 412,6 412,6 412,6
Flaskehalskostnader 7,2 7,2 7,2 7,2
Avbruddskostnader 589,1 589,1 589,1 589,1
Vedlikeholdskostnader -16,1 -16,1 -16,1 -16,1
Nåverdi 234,5 -48,5 441,5 600,5
Tabell 10 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet
3.5 Kraftsystemplaner
Kraftsystemutredninger gis ut en gang i året. Den er resultat av planlegging for å samordne planlegging mellom netteiere, industrikunder og kraftprodusenter i området.
Siste oppdaterte utgave finnes på bkk.no under fliken ”Om BKK”.
3.5.1 Tiltakets innvirkning på kraftsystemet, pålitelighet og nettstruktur Leveringspålitelighet
Eksisterende hovednett inn Kollsnes har ikke tilfredsstillende leveringspålitelighet.
Kombinasjon av lastøkning og at Kollsnes ikke har n-1 for last over ca 250 MVA gjør det nødvendig å iverksette tiltak. Den faktiske utviklingen av kraftbalansen i området blir avgjørende for utviklingen av påliteligheten over tid. En ny ledningsforbindelse mellom Mongstad og Kollsnes kombinert med økt produksjon på Mongstad, eller ledning videre til
4Inkluderer også ny trafo (T2) på Kollsnes og nettiltak Matre-Jordal.
Modalen eller en kombinasjon av begge deler, vil bedre leveringspåliteligheten i området og gjøre nettet robust mot fremtidig forbruksvekst.
Mongstad - Kollsnes kan rent teknisk ikke realiseres som ren luftledning, den vil måtte bestå av kabel i sjø på deler av forbindelsen. Mengden kabel i de forskjellige
traséalternativene er ikke teknisk begrunnet.
En luftledning eksponeres for vær og vind, noe som vil resultere i feil og utkobling av ledningen. De fleste feilene er forbigående, slik at ledningen raskt kan kobles inn igjen.
Ved større skader på ledningen er det forholdsvis raskt å foreta permanente eller midlertidige reparasjoner slik at ledningen kan kobles inn igjen.
En kabel ligger mer skjermet enn en luftledning, slik at feilhyppigheten er langt lavere.
Den vanligste årsaken til kabelfeil er ytre påvirkinger, for eksempel ankring for sjøkabler og graving for landkabler. Oppstår det først en feil på en av sjøkablene, tar det langt mer tid å reparere den.
3.5.2 Nettstrukturen i området
Fra det nasjonale nettet og til BKK-området, som altså omfatter Bergens-området, går det i dag to hovedledninger, en fra Sogn og en fra Sunnhordland. Statnett planlegger å forsterke BKK-området ved å bygge en ny 420 kV forbindelse mellom Sima og
Samnanger.
Eksisterende nett internt i BKK-området og mot Kollsnes har begrenset overføringskapasitet.
Kollsnes-området er tosidig forsynt over en 300 kV forbindelse på 500 MVA og en 132 kV forbindelse på 250 MVA, og har følgelig n-1 ved last inntil ca 250 MVA. Begge
forbindelsene har kabel inn mot Kollsnes, og feil vil følgelig kunne bli langvarige.
Stigende last på Kollsnes har gjort at BKK Nett har utredet forskjellige tiltak for å sikre forsyningen på Kollsnes-området og i Bergens-området.
De aktuelle er:
1. Ny 300 kV ledning Modalen - Kollsnes - 300 kV ledning Mongstad - Kollsnes - 300 kV ledning Modalen – Mongstad 2. Ny 300 kV ledning Samnanger – Arna
Begge alternativene gir god reserve for forbruket innenfor Bergens-området, mens bare punkt 1 gir full reserve for forbruket innenfor Kollsnes-området. Tidligere ble punkt 2 Samnanger – Arna vurdert som mest aktuell. Økning i forbruket på Kollsnes øker behovet for nettforsterkning helt ut til Kollsnes, følgelig er ikke Samnanger – Arna vurdert å kunne gi ønsket nytte.
4. TRASEER SOM ER UTREDET OG BESKREVET
4.1 De meldte traseer
4.1.1 Alternativ 1
Fra Mongstad transformatorstasjon går luftledningen ca. 1,5 kilometer parallelt med eksisterende 132 kV kraftledningsanlegg, før den krysser riksveien og går sørover til Tyttebærneset. Derfra går den i sjøkabel over til Fesøysund.
Ledningen går over Radøy i ganske rett stekning, med et knekkpunkt ved Mjøs. Derfra går den i en rett linje til kabelendemast et par hundre meter øst for strandlinjen ved Kuvågen.
De siste 200 meterne ned til sjøen planlegges anlegget som jordkabel. Anlegget føres videre som sjøkabel over Hjeltefjorden og sørover til Ljøsøysundet i Øygarden kommune.
Fra Ljøsøysundet planlegges luftledningen i rett linje sørvest til eksisterende kraftledning, og parallellføres videre vestover til transformatorstasjonen på Kollsnes.
Total lengde med luftledning, sjø- og jordkabel er ca. 36 kilometer.
4.1.2 Alternativ 1.2
Fra Mongstad transformatorstasjon forlenges luftledningen ca. 500 meter i forhold til alternativ 1 før den går sørover mot Tyttebærneset og ender opp i samme
endemastepunkt som alternativ 1.
Omtrent samme lengde som alternativ 1.
4.1.3 Alternativ 2
Fra Mongstad transformatorstasjon følger jordkabelen luftledningstraseen frem mot Litlåsfjellet, vender sørover gjennom skogs- og myrområder frem mot fylkesveien. Den følger denne et stykke, og føres over i mindre kjøreveier ned mot Hopssundet, der den føres videre som sjøkabel til Saltvik i Radøy kommune.
Her videreføres ledningen som jordkabel langs smalere veier forbi Skardåsene og Hove, krysser Norangsvårgen ved broen, følger gårdsvei over til Mjøs og følger fylkesveien videre til Kvalheim, der den ledes videre i sjøkabel til Ljøsøysund.
I Øygarden følger jordkabelanlegget omtrent samme trasé som Statoils gassrørtrasé frem mot transformatorstasjonen på Kollsnes.
Total lengde med jord- og sjøkabel er ca. 38 km.
4.2 Tilleggsutredninger
4.2.1 Alternativ 3
Fra Mongstad transformatorstasjon går luftledningen ca. 1,5 kilometer parallelt med eksisterende 132 kV kraftledningsanlegg, før den ledes i en sørvestlig retning over til Austrheim kommune.
Den krysser Keilesund, Bakkesund og Den indre farleia og knekker sørover like nord for Fosenstraumen, krysser denne i rett linje til Mjøs i Radøy kommune.
Fra Mjøs følges samme trasé som de øvrige alternativene frem til Kuvågen.
Derfra ledes anlegget i en ca. 9 kilometer lang sjøkabel over Hjeltefjorden til Ådneset og området der Stureterminalen er etablert.
Anlegges planlegges videre som luftledning sørover langs Ådneset, knekker mot vest og følger parallelt med veien fra Stureterminalen vestover til Tjeldstømarka. Derfra går den i sørlig retning på vestsiden av fylkesveien til Harkestad.
Fra Harkestad går den videre i luftspenn over Straumssundet med en mast på øya Galten og rett sørover til Spileberget på den andre siden av sundet.
Ca. 400 meter av strekningen går parallelt med eksisterende gassrørtrasé, før den ledes videre over regulert industriområde frem til transformatorstasjonen på Kollsnes.
4.2.2 Alternativ 3.1.2
Fra Mongstad transformatorstasjon går luftledningen ca. 1,5 kilometer parallelt med eksisterende 132 kV kraftledningsanlegg, før den går i en sørvestlig retning over Austrheim kommune. Den krysser Keilesund, Bakkesund og Den indre farleia, før den ledes sørover over Naustneset. Anlegget videreføres som sjøkabel (ca. 2,5 kilometer) til Fesøysund i Radøy kommune.
Ledningen går over Radøy i ganske rett strekning, med et knekkpunkt ved Mjøs. Derfra går den i en rett linje til kabelendemast et par hundre meter øst for strandlinjen ved Kuvågen (som alternativ 1).
Anlegget føres videre som sjøkabelanlegg sørover Hjeltefjorden til Krossneset i Øygarden kommune. Herfra føres ledningen ca. 2 kilometer sørvest til den møter gassrørtraseen som går i nordsørlig retning mellom Kollsnes og Sture. Herfra går den i sørlig retning til Kollsnes transformatorstasjon.
4.3 Andre vurderte alternativ
4.3.1 Sjøkabel fra Mongstad til Kollsnes
Det forutsettes sjøkabel fra Ljøsnesundet, nordover Hjeltefjorden og inn i Fensfjorden til Mongstad. Vest for Mongstad ligger et ankringsområde. Derfor må kablene gå i land på østsiden av Mongstadanlegget. Trasélengden blir om lag 60 km.
Innløpet til Fensfjorden er for dypt for kabel med kopperarmering; det må derfor benyttes stålarmering. En stålarmert kabel har mye høyere tap i armeringen enn en kopperarmert. Overføringsevnen pr kabel blir derfor mindre.
Det må legges 6 stk. én-leder stålarmerte sjøkabler, for å sikre en overføringsevne på 1500 A. Et så langt kabelanlegg med to kabler pr fase vil kreve fasekompenseringsanlegg i begge ender.
Et sjøkabelanlegg hele veien, med 1500 A overføringsevne, vil koste mer enn 1 milliard kroner.
4.3.2 Samlokalisering med ny riksvei 565 fra Manger
Ved å legge sjøkabel inn Mangersfjorden kan den skjøtes til et jordkabelanlegg som legges langs en planlagt riksvei fra Manger til Soltveit. Ved å legge jordkabelen samtidig med veibyggingen kan kostnadene til graving av kabelgrøft deles mellom anleggseierene.
Det er teknisk sett uproblematisk å anlegge et jordkabelanlegg i gang- og sykkelvei langs den planlagte veien.
Løsningen forutsetter at veianlegget er grovplanert før kabeltrekkingen kan starte opp.
Det foreligger ingen fremdriftsplan som garanterer at veianlegget vil være ferdig i takt med våre fremdriftsplaner.
Det er de økonomiske og fremdriftsmessige forhold som gjør dette til en mindre attraktiv løsning. Statens vegvesen som veieier vil kun gi midlertidig tillatelse. BKK Nett må dersom de skal etablere seg i veianlegget, akseptere å flytte eller fjerne anlegget på egen regning dersom hensynet til veiens interesser gjør det påkrevet. Dette vil være et svært kostbart anlegg å flytte på. En fersk lagmannsrettdom slår fast at ekspropriasjonen ikke på noen måte kan gripe inn i Statens vegvesens adgang til å fastsette vilkår om kostnadsfordeling ved flytting/omlegging.
4.3.3 Kabling over Bognestraumen
Over Bognestraumen går tre kraftledninger i luftspenn som det er framsatt ønske om å fjerne for å gi fri seilingshøyde.
1. 132 kV Kartveit – Merkesvik, FeAl 240.
2. 132 kV Kartveit – Meland, FeAl 240.
3. 22 kV ledning, FeAl 150.
Trasélengde er avhengig av hvor nær sjøkanten endemuffestativene kan plasseres. Det forutsettes sjøkabellengder på om lag 230 m. Dyp og bunnforhold i Bognestraumen er ikke undersøkt. For at kablene skal kunne ligge sikkert på grunt vann bør de graves ned i sjøbunnen der det er mulig og tildekkes der de ikke kan graves ned. De to 132 kV
kabelanleggene bør legges med avstand på om lag 200 m for å forebygge samtidig ankringsskade.
Kostnaden for kabling av kraftledningene over Bognestraumen vil være avhengig av trasélengde og bunnforhold.
Kostnaden for kabling av alle kraftledningene anslås til 10–12 millioner kr. Dersom bunnforholdene er krevende og endemastene må trekkes vekk fra sjøkanten, vil kostnaden stige.
4.3.4 Endringer fra Meldingen
Alternativ 1.2 (Lindås) er i traseen trukket 500 meter mot vest, for å unngå master på Hellestveitnovi. Tiltakene er konsekvensutredet i henhold til denne endringen.
Alternativ 1 (Radøy). Kabelendemast er endret ved Saltviki på nordre del av Radøy. Den er flyttet ut på neset, for å få en bedre overgang til luftledningsanlegg. Samme
startpunkt som blå ledning har i Meldingen. Tiltaket er konsekvensutredet i henhold til denne endringen.
5. FORHOLD TIL ANDRE PLANER
5.1 Andre planer i området
5.1.1 Plan for Den indre farleia
Planen berører kommunene Radøy, Lindås og Austrheim. Dette er et samarbeidsprosjekt mellom kommuner, kystverk og havnevesen med formål å fremme kunnskap om
samferdsel og utvikling av kystkultur. Det er et mål å tilrettelegge for sjørelatert nytte- og turistferdsel langs denne historiske seilingsleden. Den indre farleia går gjennom Lurefjorden mellom Radøy og Lindås, og nordover mellom Njøta og Bakka i Austrheim kommune.
Alternativ 3 og 3.2 vil krysse Nordsjøløypa, og ledningen vil bli synlig fra deler av denne.
Den indre farleie er nærmere omtalt under fagnotat om kulturminner og kulturmiljø [2].
5.1.2 Nordsjøløypa
Planen berører Øygarden kommune. Prosjektet Nordsjøløypa, NAVE Nortrail er et samarbeidsprosjekt mellom ulike land som grenser til Nordsjøen, og det er Hordaland fylkeskommune som forvalter prosjektet her i Norge.
Nordsjøløypa NAVE Nortrail er et nettverk av forbindelseslinjer, stier og vandringsleder rundt kysten av Nordsjøen, skapt for å presentere og fremheve kystområdenes natur og
Osundet
kulturarv. Stinettet skal fremheve regionenes egenart, men også deres felles kultur- og naturarv som et resultat av tette forbindelser langs nordsjøkysten gjennom århundrer.
Alternativ 3 og 3.1 vil krysse Nordsjøløypa, og bli synlig fra deler av denne.
Eksisterende løyper og traseer for planlagt utvidelse er omtalt under fagnotat om friluftsliv [1].
5.1.3 Plan for konservering av artsmangfold og økosystem
Unesco har et program for konservering av artsmangfold og økosystemer opprettholdt blant annet ved hjelp av lokalbefolkningens bærekraftige utnyttelse av naturressursene.
Områdene i Nordhordland er interessante på grunn av Lyngheisenteret og diverse forskning som er gjort i området [3].
Dette nevnes for å vise at det er interesse for området i denne sammenheng, men det behøver ikke være noen motsetning mellom dette tiltaket og at deler av området en gang i fremtiden gis en reservatstatus.
5.1.4 Vindmølleparker
Radøy Vestakraft AS har meldt oppstart av en vindmøllekraftpark på Radøy innenfor samme planområde som dette tiltaket. Det er
planlagt 10–20 turbiner, med høyde mellom 70 og 110 meter over havet.
Det vil være omtrent 700 meter mellom hvert tårn. Tiltaket er planlagt bygget i 2010.
Område for vindmøllepark er avgrenset som på kartet
Alle de løsninger vi har utredet vil krysse planområdet. Meldingen er ikke behandlet.
Figur 8a Grønn sirkel viser planområdet
Radøy Gefion Enginering AS har meldt oppstart av planer for oppføring av 15-20 vindmøller på Mjøs i Radøy. Byggestart planlagt i 2009.
Alternativ 3 vil krysse planområdet.
Meldingen er ikke behandlet.
Figur 8b Planlagt vindmøllepark Mjøs Øygarden. Kollsnes Vindpark
Geofin Enginering AS har meldt oppstart av arbeidet med planer for 20 vindmøller i området
øst for Kollsnesanlegget, fordelt på begge sider Osundet.
Alternativ 1 og 2 vil krysse planområdet.
NVE fastsatte 04.09.06 utredningsprogram for
Kollsnes vindpark. Figur 8c Vindpark ved Osundet
5.2 Kommunale og fylkeskommunale planer
5.2.1 Fylkesplan for Hordaland
Fylkesplanen for Hordaland har ikke egen arealdel. Planen inneholder en oppdatering og samling av gjeldende arealpolitiske retningslinjer, vedtatt i forrige fylkesplan (2001- 2004) og i aktuelle fylkesdelplaner. Planen har blant annet retningslinjer for bruk av strandsonen og arealbruk i områder med kulturminne og kulturmiljø med høy verneverdi.
[7].
Fylkesplanen sier under punkt 5.4 Areal- og naturressurser:
”Energi som tema skal inngå i kommuneplanleggingen. Større infrastruktur for energiforsyning bør inngå i arealdelen til kommuneplan saman med planlagde nye korridorar for høgspentnett, gassrøyr og fjernvarme”.
Kystsona punkt 6.1:
”Kystsona i Hordaland skal nyttast i balanse mellom bruk og vern av areal – og
naturressursar og medvirka til ei bærekraftig samfunns- og næringsutvikling til beste for innbyggjarane og miljøet”
Punkt 7 kulturminne, under 7.5:
” I område som har kulturminne og kulturmiljø med høg verneverdi, ut frå ei fagleg vurdering med utgangspunkt i dei definerte vernekriteria:
a. Vil det vera restriksjoner på endra arealbruk
b. Vil store tekniske anlegg (som høgspentliner, vindmøller, telemaster og veiar) ikkje kunne tilrådast.
c. Vil endra bruk av bygninger og anlegg kunne tilrådast, dersom det fremjar vern av kulturminnet eller kulturmiljøet.
5.2.2 Lindås kommune
Kommuneplan for Lindås ble vedtatt 20. mars 2003 [8], og gjelder for perioden 3003–2014. De areal som berøres, er i hovedsak avsatt til landbruk, natur- og friluftsformål (LNF-område). I nord kommer traseene inn på industriområdet rundt Mongstad, et areal som er avsatt til parkbelte.
Den lilla streken viser eksisterende kraftledning.
Planlagt kraftledning krysser hovedveien omtrent på samme sted.
Alternativ 2 (jordkabel) vil i hovedsak følger veiareal fra sjøen. Kablene krysser et LNF-område og
industriområdet helt nord i kommunen.
Figur 9 Utsnitt av kommuneplan for Lindås.
a
b c
d e
f
Reguleringsplan for industriområdet Mongstad, nordre del (Berører både Lindås og Austrheim kommune)
Det er vedtatt reguleringsplan innenfor nordre del av kommunedelplan for Mongstad.
Trasé for ny 300 kV Mongstad-Kollsnes er innarbeidet i planen. Industriområdet må utvides noe sørvestover for å få plass til nødvendig utvidelse av
transformatorstasjonsanlegget.
Planen forutsetter at eksisterende 132 kV ledningsanlegg inn mot transformatorstasjonen må flyttes eller kables av hensyn til planlagt fakkelområde.
5.2.3 Austrheim kommune
Kommuneplan for Austrheim ble vedtatt i kommunestyret 27.06.2007.
Kommunen er ikke innstilt på å dispensere fra gjeldende arealplaner.
BKK Nett vil eventuelt fremme egen reguleringsplan for tiltaket.
Alternativ 3 er planlagt å tangere nordsiden av et område som er avsatt til spredt boligbebyggelse på
Litlelindås, og sør for et område som er avsatt til camping (bobiler) (a).
På Njøten vil alternativ 3 krysse et planlagt industriområde, området er tenkt brukt til småbåtproduksjon, og krysse et område avsatt til spredt boligbygging (b).
Alternativ 3.1.2 er planlagt over et LNF-område, mellom areal avsatt til spredt boligbygging og sjørettet industri (c)
Figur 10 Utsnitt av Austrheims kommuneplan
På Bakkeøyna krysser både alternativ 3 og 3.1.3 et område som er planlagt til spredt boligformål (d) og lenger øst et område planlagt til hytteformål (e). Helt i nord
planlegges ledningen i samme trasé som alternativ 1 over industriområde til transformatorstasjonen på Mongstad (f).
Reguleringsplan for industriområdet Mongstad, nordre del (Berører både Lindås og Austrheim kommune)
Det er vedtatt reguleringsplan innenfor nordre del av kommunedelplan for Mongstad.
Trasé for ny 300 kV Mongstad-Kollsnes er innarbeidet i planen.
Planen forutsetter at eksisterende 132 kV ledningsanlegg inn mot transformatorstasjonen må flyttes eller kables av hensyn til planlagt fakkelområde.
5.2.4 Radøy kommune
Figur 11 Utsnitt av Radøy kommunes arealplan.
Kommuneplan for Radøy ble vedtatt 08.09.2005, og gjelder for perioden 2005 – 2017. I Radøy kommune planlegges alternativ 1 i sin helhet gjennom områder som er avsatt til LNF-område. Kommunen har gitt uttrykk for at de ikke er innstilt på å dispensere fra gjeldende arealplaner. BKK Nett vil eventuelt fremme egen reguleringsplan for tiltaket.
Alternativ 2 (jordkabel) er planlagt langs eksisterende veier (innenfor
byggeforbudsgrensen til vei), og vil ikke komme i konflikt med tilgrensende areal som er planlagt til bebyggelse. De resterende strekninger er over LNF- områder.
Alternativ 3 krysser i nord et område som er båndlagt etter lov om kulturminner på grunn av mange steinalderfunn.
5.2.5 Øygarden kommune
Kommuneplan for Øygarden ble vedtatt 14.06.2006, og gjelder for perioden 2006–2014 [12].
Alternativ 1 kommer i berøring med søndre del av felt der det tråles etter reker, og legges utenom areal avsatt til akvakultur. Ledningen er videre foreslått å gå gjennom et område som er planlagt til industri (a), krysse LNF- områder og trasé for gassrør inn mot område som er avsatt til
industri/fareområde inn mot
transformatorstasjonen på Kollsnes.
Alternativ 3 og 3.1.3 planlegges gjennom et byggeområde som er avsatt til industriformål, fortsetter videre parallelt med gassrørtrasé over Straumssundet til tettstedet Harkestad (c). Traseen vil berøre planlagte
boligområder/områder for spredt utbygging i dette området.
Alternativ 3 planlegges inntil et område som er båndlagt til
naturvernområde (d), men berører ikke fysisk området. Traseen berører et område vest og nord for
naturvernområdet som er planlagt båndlagt som nedslagsfelt for drikkevann.
Alternativ 3 er planlagt å gå gjennom et byggeområde i nord som er avsatt til industriformål (e).
Figur 12 Utsnitt av kommuneplan for Øygarden.
a b
c d
e
Reguleringsplan for gassrørtrasé Initiativtaker er Statoil AS.
Statoil har fått konsesjon til å bygge et gassrør fra Mongstad til eget anlegg på Kollsnes.
Anleggstart er høsten 2008. Gassrøret er planlagt ilandført på Ljøsnes, og gassrøret krysser flere steder alternativ 1.
Statoil har en sikringssone på 50 meter til hver side av anleggene, og vil i
utgangspunktet ikke tillate annen aktivitet innenfor en byggeforbudssone på 30 meter til hver side av røret.
Deler av alternativ 1 og 2 vil komme i sikkerhetssonen til gassrøret, men
luftledningsanlegget vil etter de opplysninger vi har fått fra Statoil i forbindelse med reguleringsplanprosessen, ikke komme i konflikt med gassrøret.
Reguleringsplan for gassrør er planlagt sluttbehandlet i september.
Reguleringsplan nordre del av Ljøsnes.
Initiativtaker er Oksnes AS.
Det er varslet oppstart av planarbeide. Grensene for planområdet følger eiendommen, og det er kun alternativ 2 som ligger innenfor planområdet. Det er ikke opplyst hva
planområdet skal brukes til.
Reguleringsplan for Dalsneset, Kollsnes Initiativtaker er Svein Rong.
Det er i juli 2007 varslet oppstart av planarbeide. Formålet er å legge til rette for næring/industri og tilhørende vei.
Alternativ 1 vil krysse søndre delen av planområdet.
