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Joachim Falkenhagen 030/ 65 01 77 01 falkenhagen5#meerwind.de 14.04.2013
Zum ersten Entwurf des Offshore-Netzentwicklungsplans 2013 (Stand 2. März 2013) wird folgende Stellungnahme abgegeben:
1.
Meerwind West
Eine Anbindung für den Windpark Meerwind West ist im O-NEP mit vorläufig mittelhohem Rang (spätestens 2024) zu berücksichtigen.
Mit einer Lage an der Grenze zwischen Zone 1 und Zone 2 (Abbildung 20) liegt dieser Park vergleichsweise küstennah, jedoch noch weit genug entfernt, um von den friesischen Inseln und dem Festland nicht sichtbar zu sein. Auch die Wassertiefen sind vergleichsweise gering. Dies ergibt geringere Stromerzeugungskosten und nach derzeitigem EEG auch eine niedrigere Einspeisevergütung (kürzere Gültigkeit der erhöhten Anfangsvergütung). Damit wird der auf Seite 67 wiedergegebene „Zweck des EnWG(,) eine „sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität […], die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht“, bei Verwirklichung dieses Projektes in besonderem Maße erfüllt. Auch bei einer etwaigen Nachfolgeregelung des EEG werden die niedrigeren Baukosten geringere Strompreise ermöglichen.
Dieses Projekt brauchte nicht im BSH-Bundesfachplan Offshore des BSH dargestellt werden, da dort gemäß der gesetzlichen Vorgabe Sammelanbindungen (mehrerer Windparks) dargestellt sind: Zum einen reicht die Windparkgröße mit 161 beantragten WEA für eine eigene Anbindung aus, zum anderen fehlt ein „Partner“ für eine Sammelanbindung, weil die Projekte HelWin 1 und HelWin2 bereits die potentiellen Partner Meerwind Süd, Meerwind Ost, Nordseee-Ost und Amrunbank-West erschließen.
Allerdings sollten dort Anschlussplätze für AC-Verbindungen vorgehalten werden.
Eine Trasse für eine Leitung von dem HelWin-Cluster entlang des Südrands des Projektes Meerwind-West wurde allerdings im Bundesfachplan vorgeschlagen.
Nach dem Kriterium „Realisierungsfortschritt der anzubindenden Offshore-Windparks“ liegt Meerwind West ebenfalls im Mittelfeld.
Der Standort wurde bereits bei einem Erörterungstermin im April 2004 umweltfachlich begutachtet. Er gehört nicht zu den ökologisch herausragenden Bereichen der Nordsee. Das dritte Jahr der ökologischen Vor-Ort-Untersuchungen hat das bisherige Bild im Grundsatz bestätigt.
Bohrungen zur Baugrunduntersuchung im Windparkgebiet zeigten gute Bodenverhältnisse, die gemäß den Seismischen Untersuchungen mit im Wesentlichen einheitlicher Schichtung gut übertragbar sind. Der Windpark wurde zwar noch nicht genehmigt, hat aber nicht zuletzt wegen dem fortgeschrittenen Verfahrensstand gute genehmigungsaussichten.
Vorgeschlagen wird, daher, Meerwind West für eine Realisierung spätestens 2024 vorzumerken. IM Jahr 2024 ist nach Tabelle 15 bislang keine Anbindung geplant. Vorgeschlagen wird somit, eine Anbindung von Meerwind West vorläufig für das Jahr 2024 einzuplanen, aber bei Fortschritten in der Projektentwicklung ggf. zeitlich vorzuziehen. Bei einer Fertigstellung der Netzanbindung im Jahr 2024 könnten die entsprechenden Kapazitäten bei der Industrie stetiger (ohne ein Jahr Pause) genutzt werden.
Allgemeine Kriterien zur
Bestimmung der Reihenfolge von Anbindungen:
2.
Landentfernung
Auf Seite 68 heißt es „Aus volkswirtschaftlicher Sicht ist es daher geboten, zunächst die küstennäheren Erzeugungsgebiete für Offshore-Windenergie zu erschließen, da deren Netzanbindungen kürzer und damit kostengünstiger sind.“ Diese Argument kann aber nur im Vergleich zwischen OWP gelten, die sich bereits außerhalb der Sichtweite der Küste befinden. Im Vergleich mit küstennäheren OWP ist eine Abwägung vorzunehmen
· zwischen den Mehrkosten der Netzanbindung einerseits,
· aber den volkswirtschaftlichen Nachteilen durch die Sicht auf die Windparks, und entsprechende Nachteile und Beeinträchtigungen u.a. im Tourismus und bei der Lebensqualität und Naturerleben der Besucher und Einheimischen andererseits
Im Zweifel sind die Nachteile durch die visuelle Wirkung größer. Die Lannähe kann daher nur für OWP knapp jenseits der Sichtweite der Küste als Vorteil gelten, bei Lage noch näher zur Küste kehrt sie sich in einen Nachteil.
Der Vorteil der Ostsee würde sich dann relativieren.
3.
Windenergetische
Gesichtspunkte
3.1.
Cluster der Zone 4
und Zone 5 (Nordsee)
Angeregt wird die Einbeziehung von Clustern, die in der Entfernungszone 4 bzw. 5 (Abbildung 20), also im Bereich nordwestlich der raumordnerisch festgelegten Schifffahrtsroute 10 zur Biskaya liegen, in der Abb. 16 auf Seite 61 (Windparks Richtung Entenschnabel). Hierfür spricht in erster Linie der Gesichtspunkt, dass es (bei einem bestimmten Ausbauvolumen der Offshore-Windenergie) energiewirtschaftlich nutzbringender ist, in diesem Raum eine bestimmte Leistung bzw. Anzahl von Windparks zu errichten, und stattdessen weiter südöstlich entsprechend weniger Leistung bzw. Windparks zu errichteten. Die Errichtung von Windparks nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 entspricht damit auch in besonderem Maße dem Ziel der preisgünstigen und effizienten Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität (vgl. §1 EnWG).
Der Grund hierfür ist, dass dort unter verschiedenen Gesichtspunkten bessere Winderträge zu erwarten sind, als wenn stattdessen eine etwa gleiche Windparkleistung im Gebiet der Cluster 6 bis 13 errichtet würde:
· Die natürliche Windgeschwindigkeit nimmt im Nordseeraum nach Nordwesten zu.
· Die Verschattungswirkung durch andere Windparks ist dort geringer als in voll ausgebauten Clustern 6 bis 13.
· Die Verlagerung von zu errichtender Windparkleistung (zunächst, bezogen auf den Stichtags 2033) aus dem Gebiet der zentralen deutschen Bucht (Cluster 6 bis 13) in den Nordwesten der AWZ verbessert auch für die in den Clustern 6 bis 13 verbleibenden Windparkprojekte die Ertragsverhältnisse.
· Das zeitliche Profil der Windgeschwindigkeit ist an unterschiedlichen Standorten und insbesondere auch nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 anders, weil Tiefdruckgebiete sich allmählich ausbreiten, so dass mitunter Elektrizität bzw. mehr Elektrizität produziert wird, wenn Windpark in Küstennähe oder an Land nicht oder weniger zur Bedarfsdeckung beitragen; die größere Entfernung zum Festland und zu den Windparks im Küstenraum ist besonders vorteilhaft. Windparks in größerer Landferne bringen eine größere Vergleichmäßigung der Stromerzeugung.
· Die erhöhten spezifischen Erträge, insbesondere als Folge geminderter Verschattungseffekte, führen ebenfalls zu einer Vergleichmäßigung der Stromerzeugung und damit höherem energiewirtschaftlichem Nutzen je kWh.
· Die Vergleichmäßigung des zeitlichen Profils vermindert dann auch die Prognosefehler des zeitlichen Verlaufs der Windenergieeinspeisung in Deutschland (mit AWZ) und erleichtert auch insoweit die energiewirtschaftliche Einbindung.
Auf der Negativseite stehen natürlich die Mehrkosten durch höhere Wassertiefen und die isolierte Lage, damit erhöhte Errichtungs-, Verlege- und Wartungszeiten sowie -kosten durch logistischen Mehraufwand
Allerdings
· liegen auch in Teilen der Cluster 6 bis 13 bereits Wassertiefen vor, die denjenigen von Teilen des Gebiets nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 entsprechen;
· nehmen die Kosten bei Jacket-Konstruktionen nicht mehr so stark mit der Wassertiefe zu, wie es beispielsweise bei mäßigeren Wassertiefen beim Übergang von Monopile zu Jacket der Fall sein kann;
· entfällt bei der Gleichstromübertragung ein beträchtlicher Teil der Kosten auf die DC-Konverterstationen (und deren Umwandlungsverluste und Ausfallzeiten), so dass die Kosten unterproportional im Verhältnis zur Anbindungslänge zunehmen;
all dies relativiert die genannten Nachteile.
Soweit die Mehrerlöse der Betreiber an den küstenfernen Standorten unangemessen erschienen, wäre es am Gesetzgeber, dem im EEG mit etwas weniger Bevorzugung je nach Wassertiefe und Landentfernung entgegenzuwirken. Denkbar wäre es ebenfalls, in einer Novelle des EEG dem Windparkbetreiber die zusätzlichen Netzanbindungskosten ab einer gewissen Landentfernung anzulasten. Dann bliebe es Sache der Abwägung der Investoren, ob sie etwas küstennäher (mit „kostenloser“ Netzanbindung) oder extrem küstenfern (mit eigener Kostenbeteiligung an der Netzanbindung, aber dafür besseren Erträgen) bauen. Die mögliche, künftige Gestaltung des EEGs braucht nicht im Rahmen des Offshore-Netzentwicklungsplans erörtert werden. Die Möglichkeiten der möglichst kostengünstigen Erzeugung sollten jedenfalls nicht durch den Offshore-Netzplan beeinträchtigt werden.
Die Ausweisung eines Anbindungsprojektes in diesen nordwestlichen Raum sowie die Darstellung zugehöriger Windparkflächen würde bei unverändertem Szenariorahmen im jetzigen Planungsstand zwangsläufig zu einer Reduzierung der Ausweisung anderer Sammelanbindungen von/zu den südöstlicheren Clustern führen.
Mit Entwicklungsflächen nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 würden ggf. in den Clustern 6 bis 13 ggf. positive Wettbewerbsanstrengungen der Beteiligten zur alsbaldigen Verwirklichung ihrer Windparks im Sinne des Windhundverfahrens beflügelt. In anderen Lebensbereichen ist es ja auch so, dass Kapazitäten und für wirtschaftliche Entwicklungen bereitgehaltene Flächen nicht immer vollständig ausgeschöpft werden. Eine gewisses mehr an Windparkflächen im Verhältnis zur Leistung der ausgewiesenen Anbindungsprojektes würde auch eine Reserve für den Fall darstellen, dass Windparks bestimmter Projektentwickler nicht so schnell verwirklicht werden wie erwünscht.
Im Rahmen eines „Super-Grids“ für die Nordsee wird zudem über Querverbindungen mit Großbritannien nachgedacht. Dort ist u.a. das deutsche Unternehmen RWE an Planungen auf der Doggerbank beteiligt. Wenn es zu einem gewissen Leistungsaustausch mit dieser Region kommt, lägen deutsche Offshore-Windparks nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 sozusagen auf dem Weg.
3.2.
Besserer zeitlicher
Rang für erste Anbindungen in Cluster NOR 9 bis 13 (Zone 3)
Mit entsprechender Begründung sollte auch auf den sehr weitgehenden zeitlichen Nachrang des Anschlusses der Cluster NOR 9 bis 13 (vollständig „nach 2023“) verzichtet werden. Die Offshore-Anbindungslänge entspricht hier zudem der im Cluster 5 mit bereits im Startnetz gewährleisteter Anbindung! Die Wassertiefe im Südteil des Clusters 11 entspricht etwa der von Cluster 8 (Global Tech I in Bau). Ein gewisser zeitlicher Nachrang hinsichtlich der Zahl der Netzanbindungen in diesen Clustern ist zwar begründbar. Es ist als vertretbar, dass zum jeweils selben Zeitpunkt der Anteil der versorgung in Clustern 9 bis 11 niedriges ist als der Anteil in Clustern 1 bis 3 oder Clustern 6 bis 8. Energiewirtschaftlich vorteilhaft wäre es jedoch, diese nicht vollständig nach hinten zuschieben (also wie geplant, zunächst die Cluster 6 bis 8 vollständig anzubinden, bevor auchnur der erste Cluster 9 bis 13 angebunden wird), sondern jeweils einen Teil der Cluster (bzw. einen Teil der dortigen Windparks) anzubinden.
Umgekehrt ergibt sich daraus die Schlussfolgerung, dass die Projekte NOR-3-3 (und/oder NOR-3-2), NOR-7-1 (und/oder NOR-7-2) und auch NOR -5-2 (das zwar relativ küstennah liegt, aber nicht nahe zu Netzanbindungen) in der Reihenfolge nach hinten verschoben werden sollten (und auch zeitlich, falls am gesamten Ausbauziel festgehalten werden sollte).
4.
Windenergie
Windparks in der Ostsee haben eher niedrigere Windgeschwindigkeiten. Schlanke Windparkgebiete wie Meerwind West oder Sandbank 24 haben höhere Windgeschwindigkeiten, weil geringere Abschattungsverluste. Solche Windparks sind daher mit höherem Rang zu berücksichtigen als andere mit sonst gleichen Verhältnissen.
5.
Raumordnerisch
festgesetzte Gebiete
Die Zugehörigkeit zu derartigen Gebieten ist für die Randordnung im O-NEP irrelevant, soweit es sich um bereits genehmigte OWP handelt.
6.
Baltic Energy
Bridge
Die entsprechenden Anbindungen sind zu streichen bzw. zurückstellen (OST-6-1 bis OST-6-4), da die Genehmigung der entsprechenden Windparks aus Gründens des Landschaftsschutzes höchst fraglich erscheinen.
7.
Qualifikation der
Offshore-Anbindungen als Teil des Energieversorgungsnetzes
Auf Seite 33 wird eine Unterscheidung zwischen „dem Netzanbindungssystem und dem Übertragungsnetz“ getroffen.
Nach §17 Abs. 2a EnWG alter Fassung gilt „eine Leitung nach Satz 1 […] ab dem Zeitpunkt der Errichtung als Teil des Energieversorgungsnetzes.“ Dies gilt also wnigstens für die Leitungen, die bis zur Gesetzesänderung bereits gebaut waren. Nach hiesigem Verständnis werden aber sämtliche im O-NEP dargestellten Leitungen Teil des Energieversorgungsnetzes.
8.
Vorlaufzeit
Mit 72 Monaten Vorlaufzeit sollten die entsprechenden Systeme bestellt werden. Es ist aber klarzustellen, dass die Planungen, Trassensicherung, Genehmigungsanträge usw. bereits früher beginnen müssen.
9.
Sinnvolle
Abschnitte als Freileitungen verwirklichen
Auf Seite 94 ist der Hinweis: „Alle Offshore-Netzausbaumaßnahmen wurden in Kabeltechnik kalkuliert.“ Wichtiger wäre allerdings eine Aussage, in welcher Verlege- bzw. Bauweise die Leitungen geplant sind und verwirklicht werden sollen. Sinnvolle, raumplanerisch sinnvolle Abschnitte sollten als Freileitungen verwirklicht werden.
Hierfür sprechen zunächst Kostengründe. Des Weiteren wäre es den südlichen Bundesländern schwer vermittelbar, dort die weiteren Leitungsausbauten als Freileitung zu bauen, wenn an der Küste nur Kabel verlegt würden. Vielmehr sollte das Küstenbundesland Niedersachsen am ehesten ein Interesse haben, die Anbindung der Offshore-Windenergie kostengünstig zu verwirklichen, also mit sinnvollen Freileitungsabschnitten: Vertretbare Gesamtkosten sind nämlich eine Voraussetzung für die gesellschaftliche Akzeptanz, und damit u.a. auch für die Schaffung und Erhaltung von Arbeitsplätzen in der Offshore-Wirtschaft im Küstenraum.
Beispielsweise wird entlang der Schleswig-Holsteinischen Westküste eine neue 380/400-kV-Leitung als Freileitung geplant. Im Südteil kann diese mit der Trassenführung der Leitung NOR-5-2 zusammengefasst werden, vorzugsweise auch schon mit der Maßnahme NOR-5-1. Die DC-Leitung kann dann vorzugsweise auf dieselben, neu zu errichtenden Masten aufgelegt werden.
Die DC-Leitungen der Projekte NOR-13-1 und NOR-13-2 könnten abschnittsweise zunächst bei dieser Westküstenleitung aufgelegt werden, in Abschnitten weiter südöstlich dann auf Freileitungen zum ehemaligen KKW-Standort Brunsbüttel.
Für die Netzverstärkung im Bereich Norderney bis südlich Cloppenburg wurde bereits gegen 2003 ein Raumordnungsverfahren vorbereitet (südlich Dornum bis Landesgrenze NRW bei Osnabrück). Damit wurde nachgewiesen, dass diese Strecke überwiegend als Freileitung verwirklicht werden kann. Eine vollständige Verwirklichung als Freileitung erschien ebenfalls prinzipiell möglich, würde aber einige Konflikte bereiten, so dass ein sinnvoller Kompromiss mit einer Mischlösung gesucht werden sollte. Das ROV wurde nach der Abschaffung der Bezirksregierung formell lediglich „ruhend“ gestellt. Eine Wiederaufnahme und Fortführung des Verfahrens – natürlich mit zu aktualisierenden Unterlagen – wäre daher in vertretbarem Zeitrahmen möglich.
Die Landtrassen der Maßnahme NOR-1-1 und NOR-10-1, 11-1 können damit überwiegend in den dort identifizierten Trassenräumen als Freileitung verwirklicht werden.
Die Landtrassen der Maßnahmen NOR-3-2 und NOR-7-1 können gemäß den genannten Untersuchungen in denselben dort identifizierten Trassenräumen bis Conneforde als Freileitung verwirklicht werden. Die Weiterführung von NOR-3-2 zu einem Netzanbindungspunkt bei Unterweser könnte entlang der vorhandenen Freileitungstrasse bzw. mit deren Umbau verwirklicht werden, Allerdings wird die Sinnhaftigkeit eines großen Netzknotens in „Unterwesen“ hier nicht gesehen. Das Kernkraftwerk soll abgeschaltet werden. Es macht damit keinen Sinn mehr, die elektrische Energie auf einen Umweg nach Norden (bzw. Nordosten) zu schicken, um sie dann wieder von Unterweser nach Süden zu transportieren. Dies sollte – zusammen mit den entsprechenden Darstellungen im (Land-) Netzentwicklungsplan geändert werden. Insbesonder wäre in Betracht zu ziehen, die Maßnahme NOR-3-2 ebenso wie die Maßnahme NOR-7-1 nach Elsfleth/West zu führen. Auch dies kann als Freileitung erfolgen, vorzugsweise bei gleichzeitigem Rückbau (ohne Ersatz in gleicher Spannungsebene) einer 220 kV-Leitung.
Für das bereits genannte Raumordnungsverfahren wurde auch eine Trassierung nach Wilhelmshaven untersucht. Ein Seetrasse westlich von Spiekeroog erschien ökologisch vertretbar. Auf diese Untersuchungen kann für die Trassierung der Projekte NOR-11-2, NOR-12-1 und NOR-12-2 nach Wilhelmshaven zurückgegriffen werden. Eine Einbindung in das bestehende Höchstspannungsnetz wurde nicht im UW Wilhelmshaven, sondern vielmehr etwas nördlich in Inhausen vorgeschlagen. Dies bietet sich auch hier an.
Die Projekte NOR-6-3 und NOR-8-1 könnten möglicherweise
in der kürzeren Strecke westlich von Emden als Freileitung geführt werden. Zum
Teil handelt es sich um Gebiete, die bereits als Windparks genutzt werden, und
insofern keine so hohe ökologischen Wert mehr haben. Sicherlich handelt es sich
hier um Maßnahmen des Startnetzes, so dass Freileitungen nur dann in Betracht
kommen, wenn sie zügig (binnen 5 Jahren) verwirklicht werden, was wiederum eine
hohe öffentliche Akzeptanz erfordert, die wiederum nur durch entsprechende
ökonomische Anreize, insbesondere für die Grundstückseigentümer (also keine
Enteignungen!) erreich werden könnte.
Stattdessen sollte auf eine Weiterführung als Freileitungen östlich von Emden
verzichtet werden, wo EU-Vogelschutzgebiete betroffen sind.
10. Trassenverkürzung innerhalb der
Windparks-Cluster
Beispielsweise wird (Zeichnunf Seite 123) der AC-Teil der Trasse NOR-6-3 mit einem großen Umweg um geplante Windparks herumgeführt. Eine Trassenführung durch den Windpark hindurch würde beträchtliche Kosteneinsparungen ermöglichen. Dabei wäre zwar nicht der direkte Weg möglich, vielmehr muss WEA-Standorten mit genügendem Abstand ausgewichen werden. Wo sich Kabelquerungen abzeichen, ist das jeweils zuerst zu verlegende Kabel nach unten auszuweichen, um anschließend das zweite Kabel leichter verlegen zu können. Auch ist auf einen genügenden Querungswinkel z achten (vorzugsweise nicht spitzer al 60°, nicht spitzer als 45°). All dies sind aber vergleichsweise unbedeutende Nachteile im Vergleich zu einer vollständigen Umwegführung.
11. AC-Querverbindungen zwischen
Windpark-Clustern oder zwischen Cluster-Stationen
Die Cluster sind grundsätzlich ohne (n-1)-Sicherheit geplant. Der Ausfall eines HGÜ-Systems hätte damit zwangsläufig einen Ausfall der gesamten dort angeschossenen Windparks zur Folge.
Um dies zu vermeiden, sollten daher auch in Nordsee Querverbindungen zwischen Windparks errichtet werden, die entsprechend mit 155 kV auszulegen sind. Damit könnten die Windparks bei Schwachlast ohne Einschränkungen betrieben werden. Bei Starkwind, bei dem die funktionierende DC-Leitung bereits durch die „eigenen“ Windparks voll ausgelastet wird, wäre dann wenigstens die Eigenstromversorgung des Clusters mit defekter DC-Leitung gewährleistet.
12. Kabelsysteme von / nach Norwegen
Die räumliche Nähe von Windparks-Clustern bzw. Konverterstationen zu HGÜ-Kabeln von/nach Norwegen eröffnet zusätzliche Gestaltungs- und Einsparmöglichkeiten.
Eine davon ist die Verwirklichung einer kombinierten Schalt- und Konverterstation unter Einbeziehung des NorNed-Systems mit 700 MW Übertragungskapazität. Zum deutschen Festland würden dann außer NorNed solche DC-Systeme führen, deren Kapazität die installierte Leistung der entsprechenden Cluster um ca. 700 MW unterschreitet. Bei höher bzw. Volllast der Windparks würde dann der südliche Teil des NorNed-Kabels für den Transport von den Windparks nach Süden genutzt werden. Der bzw. die übrigen Konverterstationen liefern dann ggf. die für die Einbindung in die klassische NorNed-HGÜ benötigte Blindstromleistung.
Ein gleichzeitiger Transport weiterer Leistung von Norwegen nach Mitteleuropa wäre dann nicht möglich. Allerdings ist in solchen Situationen mit hohem Windstromangebot und entsprechend recht niedrigen Preisen auf den mitteleuropäischen Strommärkten der Import von elektrischer Energie aus Norwegen ohnehin nicht so attraktiv.
Würde die installierte Leistung der entsprechenden Windpark-Konverter um mehr als 700 MW gemindert, müsste bei Starkwind in der Nordsee ein Teil der Leistung nach Norwegen exportiert werden, und könnte dort vorhandene Pumpspeicherkapazitäten nutzen. Dies würde allerdings die Betriebsmöglichkeiten von NorNed weiter einschränken und ist vor dem Hintergrund der günstigeren Stromerzeugungsmöglichkeiten in Norwegen wohl weniger günstig als eine Nutzung der NorNed für Offshore-Windstromeinspeisungen lediglich bis zu 700 MW. Auch eine auf bis zu 700 MW begrenzte Einspeisungsmöglichkeit muss nicht zwingend in südlicher Richtung erfolgen; beispielsweise kann eine hohe Erzeugungsleistung von Solarparks in Mitteleuropa dazu führen, dass es am wirtschaftlichsten ist, wenn in der Mittagszeit ein Teil der Offshore-Leistung nach Norwegen abgeführt wird.
NorNed könnte unter anderen bei der Erschließung der Cluster 11 und 12 mitwirken. Deren Erschließung könnte aber ebenso durch das NorGer-Kabel unterstützt werden. Räumlich naheliegender wäre daher eine Unterstützung der Anbindung der Cluster 7, 8 und/oder 10 durch NorNed.
NorGer sollte in entsprechender Weise die Windparkanbindungen unterstützen. Räumlich besonders geeignet sind die Cluster 11 bis 13. Daher sollte der Trassenverlauf dem für Cluster 11 und 12 vorge-schlagenen folgen und somit im mittleren Teil der deutschen AWZ nach Westen verschoben werden.
Nord.Link kann entsprechend zur Erschließung des Clusters 5 (mit) genutzt werden. Beim derzeitigen Trassenverlauf würde sich eine Anbindung von Butendiek gerade aufdrängen. Das wäre dann allerdings eine reine Inselnetzanbindung mit klassischer HGÜ, wofür es keine Erfahrungen gibt. Außerdem dürfte die Zeitplanung von Butendiek nicht zu NordLink passen.
Nord.Link sollte daher nach Westen verschoben werden und dem Verlauf eier der Seekabeltrassen zu Sandbank 24 oder zu DanTysk folgen (dort unterstützende Anbindung) und sodann an einem Punkt westlich von Punkt VI in die dänische AWZ geführt werden.
Aus seerechtlicher Sicht mag es im Rahmen des BSH-Genehmigungsverfahrens für die AWZ wenig Handhabe geben, vom Initiator der Nord.Link einen anderen Trassenverlauf als beantragt einzufordern. Dies muss das BSH jedoch nicht daran hindern, im Offshore-Netzplan eine andere Trassenführung anzugeben, wenn diese aus vorgenannten Gründen und damit aus raumordnerischer Sicht zu bevorzugen ist. Die raumordnerische Vorzugstrasse und der evtl. Rechtsanspruch auf Genehmigung auch einer anderen Trasse müssen sich nicht widersprechen. Bessere Möglichkeiten der ordnungsrechtlichen Beeinflussung ergeben sich jedoch im Hoheitsgebiet und insbesondere über den Genehmigungsantrag im Küstenmeer bei Querung des Nationalparks. Hier liegt es durchaus in den Hand der (Landes-) Behörde, die Genehmigung von Nord.Link davon abhängig zu machen, dass die Trasse des Nord.Link in der AWZ zu dem bzw. den entsprechenden Windparks führt und somit die Zahl weiterer Kabel beschränkt. Im Sinne einer Minimierung der Eingriffe in den Nationalpark könnte sogar eine Verpflichtung bestehen, eine derartige Kombination der Kabelnutzungen vorzusehen.
Die Arbeit der Landesbehörden würde aber sicherlich erleichtert werden, wenn die Planung für die AWZ die entsprechende Kombination bereits vorsieht.
Finanziell müssten neue Wege
beschritten werden. Hier vermischt sich dann der regulierte Netzbetrieb der
TenneT (Offshore-Anbindungen) mit dem im Wesentlichen unregulierten Betrieb der
internationalen Seekabel. Naheliegend wäre ein Kostenzuschuss des
Netzbetreibers, womit das Recht zur Mitnutzung des NordLinks eingeräumt wird,
oder eine Entschädigung in Abhängigkeit von den entgangenen Transporterlösen.
Darum muss sich aber nicht das BSH selbst kümmern. Bei genügend restriktiver
Handhabung durch die Landesbehörden würde sich schon der Wunsch nach einer
Einigung ergeben.
Grundsätzlich nicht sinnvoll wäre es, elektrische Leistung aus Offshroe-Windparks mit einem DC-System zum deutschen Festland zu führen und zeitgleich überreichliche Leistung von Festland mit einem zweiten DC-System in Gegenrichtung nach Norwegen zu transportieren, womöglich nahe am ursprünglichen Erzeugungsort vorbei.
Für Cobra ist in Abbildung 14 unklar, ob im Bereich der Emsmündung ein Abschnitt im deutschen Küstenmeer vorgesehen ist. Dann gäbe es ebenfalls entsprechende Einwirkungsmöglichkeiten im Sinne eines Trassenverlaufs entlang von Windpark-Clustern. Andererseits ist für dieses Projekt weniger gut abschätzbar, wie die Leitung in Zeiten genutzt wird, zu denen hohe Einspeiseleistungen vorkommen.
Eine weitere mögliche Anforderung an die internationalen Kabel wäre es, dass im Bereich von künftigen Konverterstationen auch erste Vorkehrungen gemacht werden, um später Windparks anzuschließen. Eine solche Vorkehrung wäre beispielsweise eine gewisse Mehrlänge (Schleife) des Kabels in Nähe einer später erst geplanten Konverterstation.
Wo die Konverterstation schon vor der Kabelverlegung steht (Dan Tysk?), kann das Nord.Link-Kabel auch auf die Station geführt und von dort, bis auf weiteres, ohne Schaltmöglichkeit weitergeführt werden.
Vorgeschlagen wird daher, energiewirtschaftliche Studien zu beauftragen, mit denen geprüft wird, im welchem Maße die genannten internationalen Seekabel in den Zeiträumen ausgelastet bzw. benötigt werden, in denen deutsche Offshore-Windparks eine hohe Produktion aufweisen. Die Abgrenzung könnte beispielsweise bei Zeiten mit einer OWP-Erzeugungsleistung von mehr als 2/3 der installierten Leistung gemacht werden. Weiterhin sollte geprüft werden, welche wirtschaftlichen Einbußen beim internationalen Leistungstransport entstünden, wenn die Seekabel stattdessen in jenen Zeiträumen ganz oder mit einem Anteil ihrer Kapazität Offshore-Windstrom aufnehmen. Dies ist um technische Auslegungsstudien zu ergänzen. Lediglich für den unerwarteten Fall, dass sich größere wirtschaftliche Nachteile herausstellen, wäre eine getrennte Bauweise hinzunehmen.
Abschließend sei darauf hingewiesen, dass eine Anbindung an die internationalen Seekabel auch zu Redundanzzwecken (n-1-Sicherheit) erfolgen kann, und damit deren normale Betriebsmöglichkeiten nicht beeinträchtigen würde. Es ist natürlich bekannt, dass dort eine andere DC-Technik zum Einsatz kommt.
13. Anbindung in Richtung Niederlande
Einige Offshore-Cluster liegen näher zu den Niederlanden als zum deutschen Festland. Die Niederlande planen aber offenbar keine so weitreichende Ausnutzung ihrer Gewässer, jedenfalls nicht nördlich der bevölkerungsschwächeren Landesteile Westfrieslands. In Zusammenarbeit mit der niederländischen TenneT und den dortigen Behörden sollte untersucht werden, ob eine Anbindung bestimmter Windparks auch über die Niederlande möglich wäre. Die Projekte NOR-1-1 und NOR-6-3 sollten vorzugsweise durch je eine neue Anbindung durch die Niederlandischen Gewässer nach Delfzijl oder nach Groningen ersetzt werden Der Strom würde dann unverändert in Deutschland abgenommen werden, beispielsweise in Richtung Rhein-/Ruhrgebiet transportiert. Die Einspeisevergütung würde an der „Abgabestelle“ im Windpark gezahlt werden, und der Netzbetreiber hätte eine Konverterstation in den Niederlanden zu errichten und dort auch Durchleitungsgebühren zu entrichten. Damit könnte auch gewissen Überlastungen der Strom-„Grenzübergänge“ in der Nähe von Groningen vorgebeugt werden, die durch den Zufluss von Windstrom im Ostfriesischen Richtung Holland entstehen.
Im Bereich der Eisenbahn gibt es auch Züge der österreichischen Bundesbahn, die von Tirol nach Salzburg durch deutsches Gebiet durchfahren, meistens sogar ohne Halt. Gerade die gesellschaftliche Verbindung zwischen der deutschenTenneT mit dem niederländischen Netzbetreiber sollte solche technisch und räumlich vernünftigen Verbindungen erleichtern.
14. Zusammenwirken mehrerer Planungen sowie Darstellungsinhalt und
räumliche Abgrenzung des offshore-Netzplans
Gemäß Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 enthält der Bundesfachplan Offshore Festlegungen zu „Offshore-Anlagen im Sinne des § 3 Nummer 9 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die in räumlichem Zusammenhang stehen und für Sammelanbindungen geeignet sind“.
Für Windparks, die sich nicht für eine Sammelanbindung eignen, sondern die einzeln angebunden werden, ergibt sich schon somit kein Darstellungsbedarf im Bundesfachplan Offshore des BHS. Dies kann an der isolierten Lage liegen, am Fehlen eines geeigneten „Anbindungspartners“ im räumlichen Zusammenhang, der nicht bereits angebunden ist, oder daran, dass der Windpark bereits alleine eine Größe bzw. elektrische Leistung erreicht, die eine eigene Anbindung erfordert.
Schon aus diesem Grund war auch für die Windparks im Küstenmeer (innerhalb der 12-Seemeilen-Zone) eine Darstellung im Offshore-Netzplan nicht erforderlich, unabhängig von der Frage, ob dessen Darstellungsinhalt jetzt oder künftig an der Hoheitsgrenze enden soll. Diese „Unterlassung“ ist also in Ordnung. Die Trasse zu Alpha Ventus ist ebenfalls eine Einzelanbindung und war deshalb in der bundesfachplanung Offshore nur „nachrichtlich“ darzustellen. aufgrund ihrer Lage bzw. G
15. DC-Leitungen: Verlängerung im Norden
Ein Teil der DC-Leitungen sollte in direkter Fortführung der DC-Leitungen von Offshore-Windparks an Land bis ins mittlere bzw. südliche Deutschland verwirklicht werden. Dies würde eine zweifache Umrichtung in Küstennähe ersparen und damit würden nur zwei Konverter benötigt (Offshore und in Süddeutschland) statt vier.
In Brunsbüttel bzw. Wilster könnte wohl eine unmittelbare Durchbindung von DC-Leitungen erfolgen: Hier wäre nach vorliegendem Konzept die Umwandlung von DC (von offshore-Plattformen kommend) zu AC und von AC in DC (zu den DC-Korridoren) praktisch nebeneinander vorgesehen. In Niedersachsen käme es ggf. an Land zu einer partiellen Umwidmung von geplanten AC-Streckenabschnitten auf DC, bzw. einer Zusammenführung der jeweiligen DC-Endpunkte, um denselben Effekt zu erreichen.
Vorzugsweise könnten dafür DC-Offshore-Anbindungen verwendet werden, bei denen zwei Systeme offshore am selben Punkt beginnen bzw. dort AC-seitig untereinander und mit den OWP verbunden sind. Diese würden dann zusammen nur über einen DC-Konverter im Küstenraum und einen in Süddeutschland verfügen. Die Bau- und Betriebsweise sollte ermöglichen, dass im Teillastbetrieb bis 50% Einspeisung wahlweise das an der Küste endende System oder das nach Süddeutschland führende DC-System (bzw. der entsprechende Konverter) genutzt wird, oder eine gewünschte Mischung eingestellt wird. Für die Offshore-Kabelstrecke sollte vorzugsweise die Möglichkeit geschaffen werden, bei Nutzung nur eines DC- Konverter trotzdem beide Seekabel parallel zu betreiben, um elektrische Widerstandsverluste zu reduzieren. Evtl. sind auch weitere schaltungstechnische Kombinationen möglich, die ebenfalls den Aufwand begrenzen und nach Wahl eine Entnahme im Küstenraum ermöglichen. Für die zwei Systeme wären also nur vier Konverter erforderlich, während bei zwei DC-Systemen zur Küste und einem DC-System von der Küste nach Süddeutschland sonst sechs Systeme erforderlich würden.
Dass bei dieser Bauweise bei mehr als 50% der Volllast für einen Teil der Offshore-Leistung wegen begrenzter Umrichterleistung in Küstennähe nur der Weg nach Süddeutschland zur Verfügung stünde, muss kein Nachteil sein, denn bei Volllast der Offshore-Parks liegt regelmäßig auch eine starke Einspeisung aus Onshore-Windenergie im Küstenraum vor, so dass ein Teil der Leistung ohnehin nach Süden geführt wird.
Eine ebenfalls mögliche Bauweise wären drei Konverter (Offshore, im Küstenraum und in Süddeutschland) an je einem Übertragungssystem, von denen jeweils zwei gleichzeitig genutzt würden (also kein echter Multiterminal-Betrieb). Damit wäre eine Übertragung Offshore – Küste, Offshore- Süddeutschland, Küste – Süddeutschland und Süddeutschland – Küste möglich (ggf. mit Sonderlösung für den Eigenverbrauch der Offshore-Windparks bei Flaute). Dies würde zwar nur einen der vier Konverter einsparen, aber immerhin, und es belässt mehr Betriebsvarianten. Diese Bauweise wäre auch die einzige Möglichkeit für den Fall, dass die DC-Strecken an Land noch nicht verfügbar sind, wenn bereits zusätzliche Offshore-Anbindungen benötigt werden. Benötigt würden einfache Schalter für die DC-Leitungsabschnitte, die jedoch jeweils ohne Last geschaltet werden könnten und somit weniger aufwändig sind.
An der Tatsache, dass die Offshore-Anbindungspläne und Festlands-NEP getrennt aufgestellt werden, dürfen sparsame Lösungen für die Konverter jedenfalls nicht scheitern.
Dass höher leistungsfähige VSC-Konverter bei Inbetriebnahme der ersten offshore-Anbindungen noch nicht zur Verfügung stehen, ist kein Nachteil, denn die ersten offshore-Anbindungen müssen mangels Fertigstellung der DC-Korridore an Land ohnehin an der Küste in AC gewandelt werden. Später sollten dann Offshore-Konverter wie die DC-Korridore an Land etwa die gleiche Leistungsfähigkeit afweisen.
16. DC als gemischte Lösung (VSC, Thyristoren)
Offenbar haben Untersuchungen ergeben, dass es nicht möglich wäre, sämtliche DC-Leitungen (an Land und Offshore) gleichzeitig in thyristorgeführter Bauweise auszuführen. Dass aber keine einzige der insgesamt als VCS-DC dargestellten Leitungen vorteilhaft durch eine thyristorgeführter Bauweise ersetzt werden könnte, wie sie weltweit Stand der Technik für DC-Leitungen ist, wäre allerdings sehr überraschend. Das gilt sowohl für die DC-Korridore an Land wie auch für die DC-Leitungen von den Offshore-Parks.
Attraktiv wäre dabei insbesondere die Möglichkeit, jeweils mehrere (bis zu drei) VSC-Systeme durch ein einziges, leistungsstärkeres konventionelles DC-System zu ersetzen, und somit den Bedarf an Trassen zu reduzieren (insbesondere auch Onshore).
Besonders vorteilhaft ist es, wenn aus einem größeren Windpark-Gebiet einige Leitungen als VSC-DC, eine andere als Thyristor-DC gestaltet werden: Die eingeschränkten Möglichkeiten des Teillastbetriebes und des Transports in Gegenrichtung als Nachteile der thyristorgeführten DC relativieren sich dann, weil solche Aufgaben durch die übrigen VSD-DC-Leitungen übernommen werden können und die thyristorgeführte Leitung nur bei dem Teil der Lastsituationen zum Einsatz kommen muss, wo sie ihre Vorteile ausspielen kann. Vielleicht können auch ausrangierte Synchrongeneratoren von Kernkraftwerken eine neue Funktion als Phasenschieber erhalten.
Würde die doppelte Umrichtung in Küstennähe entfallen, würde dort auch der Blindstrombedarf entfallen, der bei (ggf. doppelter) Thyristor-basierter Umformung entstehen würde; auch dies würde eine Überlastung der entsprechenden Netzteile vermeiden bzw. vermindern.
Eine hohe Last der Offshore-Windparks liegt auch vorzugsweise bei Tiefdrucklagen vor. Bei diesen Wetterverhältnissen ist es in Deutschland selten allzu sonnig. Somit produzieren auch die Solarparks in Deutschland weniger Strom. Die Wechselrichter von Solarparks können somit (bei entsprechender Steuerung) dazu genutzt werden, Blindleistung bereitzustellen, die für den Ausgleich der thyristorgeführten DC-Leitungen benötigt werden. Zusätzlicher Halbleiterbauelemente bedarf es für diese zusätzliche Funktion der Solarparks nicht bzw. nur in geringem Umfang (jeweils in Zeiten, wenn diese nicht durch Solarstrom ausgelastet sind).
Der Ersatz von jeweils drei VSC-DC-Systemen durch je ein thyristorgeführtes System würde vermutlich zu nennenswerten Kosteneinsparungen führen. Außerdem gibt dies eine gewisse Unabhängigkeit gegenüber Lieferengpässen bei VCS-Bauteilen und der Preispolitik der Systemanbieter.
17. Zeitliche Gestaltung des Planungsprozesses
17.1.
Folgen von
Verzögerungen
Auf Seite 97 des O-NEP-Entwurfs heißt es: „Beginnend mit dem zweiten O-NEP im Jahr 2014 werden die Übertragungsnetzbetreiber im Kapitel 7.2 jedes Jahr über den aktuellen Stand der Umsetzung der Maßnahmen aus dem O-NEP berichten. Können die Maßnahmen nicht gemäß des O-NEP oder der vorgegebenen Zeiträume umgesetzt werden, werden die Ursachen dafür an dieser Stelle erläutert.“
Dies wäre nicht ausreichend, stattdessen müssten dann, wenn sich Verzögerungen abzeichnen, Maßnahmen ergriffen werden, um
a) die betroffene Planung so zu beschleunigen, dass die Verzögerung möglichst wieder aufgeholt wird; zusätzlich
b) solche Maßnahmen getroffen werden, um andere Anschlussplanungen zu beschleunigen, um die Chance zu verbessern, dass wenigstens eine der Planungen zum ursprünglich beabsichtigen Fertigstellungszeitpunkt der ersten Maßnahme in Betrieb geht, und außerdem
c) müsste die Terminplanung für alle späteren Maßnahmen auf den Prüfstand gestellt werden; sie müssten dann ggf. früher begonnen werden, um (auf die Erfahrungen regierend) zum ursprünglich beabsichtigten Zeitpunkt abgeschlossen zu werden.
Der entsprechende Satz darf jedenfalls nicht als Freibrief für die Netzbetreiber verstanden werden, dass sie bei Verzögerungen von jeglichen Schadenersatzansprüchen freigestellt wären, weil sie ja lediglich eine „Berichtspflicht“ trifft.
Zwischenschritte
Der Entwurf des O-NEP beschränkt sich im Wesentlichen auf die Darstellung der technischen Investitionsmaßnahmen, also des gewünschten baulichen Ergebnisses (neue Leitungen, neue Konverter und dergl.).
Nicht dargestellt werden im O-NEP-Entwurf dagegen die Vorgehensweise und der Prozess, wie zu diesem baulichen Ergebnis gekommen werden soll. Es wird auch kein Zeitplan vorgelegt (weder für die Planungen noch für die Baumaßnahmen), sondern lediglich der Endzeitpunkt der Fertigstellung der jeweiligen Netzausbaumaßnahme angegeben.
In §17 b Abs. 1 Satz 2 EnWG werden die Aufgaben eines O-NEP jedoch (analog zum NEP) weiter gesteckt. Es heißt dort:
„Der gemeinsame nationale Offshore-Netzentwicklungsplan muss … alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Offshore-Anbindungsleitungen enthalten, die in den nächsten zehn Jahren für einen schrittweisen, bedarfsgerechten und wirtschaftlichen Ausbau sowie einen sicheren und zuverlässigen Betrieb der Offshore-Anbindungsleitungen erforderlich sind.“
Der Begriff „alle wirksamen Maßnahmen“ beinhaltet also auch die für die Bauvorbereitung und für den Bau von Netzausbaumaßnahmen notwendigen Maßnahmen und insbesondere Planungsschritte der verschiedenen Handelnden, wie u.a.
· Übertragungsnetzbetreiber,
· Planer, Gutachter,
· Gebietskörperschaften,
· Bundesnetzagentur,
· Justiz,
· Baufirmen, Lieferanten von Komponenten
Weitere Erfordernisse entstehen durch die Identifizierung und Vorbereitung von Ausgleichsmaßnahmen.
Dringend erforderlich sind also
· eine Zeitplanung, die das Zusammenwirken dieser Beteiligten beschreibt,
· eine Analyse des Leistungsvolumens,
· eine Kapazitätsermittlung der Ausführenden,
· ggf. eine Strategie zur Kapazitätsausweitung einschließlich Personalentwicklung und Investitionskosten für den Kapazitätsausbau oder Wege der Kapazitätssicherung,
· ggf. Maßnahmen zur Entzerrung von Kapazitätsspitzen.
Die entsprechenden Aufwandsermittlungen können ggf. jeweils für „Normprojekte“ vorgenommen werden, modifiziert um Einflussfaktoren wie die Streckenlänge und Bebauungsdichte, die dann entsprechend der zeitlichen Planungen aggregiert werden.
Hierzu einige Beispiele:
1. Der Beginn einer Vielzahl von Planungen wird – nach Durchführung der Skoping-Verfahren – zu einer Vielzahl von Umweltverträglichkeitsstudien führen. Für diese werden entsprechende biologische Untersuchungen benötigt. Es stellt sich die Frage, ob dafür überhaupt genügende Kapazitäten in Form von für die Kartierung geeigneten Biologen zur Verfügung stehen (insbesondere im Fall des gleichzeitigen Beginns zahlreicher Projekte bzw. Genehmigungsverfahren).
2. Auch bei der Bundesnetzagentur werden neue Planstellen benötigt, um der Vielzahl der Aufgaben gerecht zu werden. Die Aufstockung des Personalausstattung der BNetzA ist eine der „wirksamen Maßnahmen“, die infolge der zusätzlichen Aufgaben „in den nächsten zehn Jahren für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind“. Auch für diesen Bedarf sollten Abschätzungen vorgenommen werden. Auch diese Aufwandsabschätzung gehört nach der Bestimmung des Gesetzgebers zum Netzentwicklungsplan. Die daraus resultierende, vielleicht etwas pikante Situation, dass die Netzbetreiber hier im NEP einen Vorschlag für den Personalbedarf ihrer eigenen Aufsichtsbehörde machen sollen, kann sicherlich dadurch gelöst werden, dass die BNetzA entsprechende Vorschläge unterbreitet. Die Entscheidung über den Stellenplan der BNetzA liegt selbstverständlich über den Weg zum Bundesbedarfsplan sowie Haushaltsplan beim Bundestag.
3. Ausführende Firmen müssen ggf. einen Kapazitätsausbau vornehmen. Durch frühzeitige Bestellungen bzw. Konvoibestellungen bzw. Optionsverträge kann dies vermieden werden und insbesondere der deutschen Industrie eine Chance gegeben werden, Kapazitäten (z.B. im Leitungsbau, für Großtrafos und Konverterstationen nebst Halbleiterherstellung), zu schaffen.
4. Im Rahmen der Zeitplanung wäre zunächst anzugeben, wie ein „wünschenswerter“, zügiger Projektablauf wäre. Es ist aber auszuschließen, dass sämtliche Projekte zügig durch ihre Verfahren gehen werden. Daher wird eine ernsthafte Zeitplanung jeweils für verschiedene Planungsschritte davon ausgehen, dass es für einen Teil der Projekte zu Verzögerungen kommt. Dies hat dann zur Folge, dass ein Teil der Projekte schneller als andere fertig wird und dass damit auch bestimmte Kapazitätsspitzen der späteren Projektphasen und insbesondere der ausführenden Firmen geglättet werden. Andererseits kommt man dann auch zu realistischeren Aussagen, wie mehrere zeitnah begonnene Projekte zu ganz unterschiedlichen Zeiten ins Ziel gehen werden (wobei es nicht möglich sein wird, vorher abzuschätzen, welches Projekt es ist, das den größten Verzögerungen unterliegt). Und offenbar muss das letzte Projekt spätestens 2022 fertig werden.
Jedenfalls wäre es verfehlt, einen wünschenswerten, „planmäßigen“ Zeitablauf generell zu unterstellen. Es erscheint notwendig, die Planungen für zusätzliche Projekte eher zu beginnen, um gegenüber zu erwartenden Verzögerungen an anderer Stelle gewappnet zu sein.
17.2.
Enteignungen und
Justiz
Bei einer realistischen Zeitplanung wird man wohl zu dem Ergebnis kommen, dass die Justiz mit einer Klagewelle gegen eine Vielzahl von Maßnahmen und Enteignungen sowie frühzeitigen Besitzeinweisungen (für die Landabschnitte und in kumulativer Wirkung mit dem Netzausbau an Land) völlig überlastet wäre, und sich dann die Bearbeitungszeiten im Justizwesen und der Zeitablauf zwischen der Klageeinreichung und einem Urteilsspruch weiter verstärken würden. Die einzig mögliche Schlussfolgerung ist es dann, Rechtsstreitigkeiten möglichst schon im Vorfeld zu vermeiden. Dazu tragen nachfolgende Maßnahmen bei:
17.3.
Finanzielle Anreize
für Grundeigentümer
Ein ganz wichtiges akzeptanzsteigerndes Mittel, um die Zahl der Klagen und Enteignungen zu begrenzen, sind wesentlich (!) höhere Entschädigungen für Grundeigentümer an den Landtrassen und verbesserte Einnahmen für Kommunen.
Zur Vermeidung von Klagen muss die Höhe der Entschädigungszahlungen einen Wert erreichen, bei dem die ganz große Mehrzahl der Landeigentümer gern und aus freien Stücken ein Nutzungsrecht einräumt. Hier kann man sich die Ferngasbetreiber und Standorte sowie Einspeisenetze für Windkraftanlagen zum Vorbild nehmen, wo die Einräumung von Nutzungsrechten regelmäßig aus freien Stücken gelingt. Für eine Freileitung, die die meist in der Nähe der Trasse lebenden, landwirtschaftlichen Grundeigentümer wesentlich mehr stört als eine Kabelverlegung, muss man natürlich auch höhere Entschädigungen anbieten als für Kabel oder Pipelines.
Die Grundeigentümer wünschen sich in der Regel jährliche Entschädigungszahlungen, deren Höhe mit der Inflation oder behelfsweise mit dem Preisanstieg für elektrische Energie zunimmt, an Stelle von Einmalzahlungen. In der gegenwärtigen Situation mit nahezu-Nullzinsen auf Staatsanleihen und zunehmenden Inflationserwartungen in der Bevölkerung sind Einmalzahlungen besonders unattraktiv. Im Übrigen ergeben sich bei Zinsen von nahezu Null auch exorbitant hohe Barwertfaktoren für die Umrechnung eines jährlichen Entschädigungswerts für ein dauerhaft eingeräumtes Recht in eine Einmalzahlung.
Für die aus Termingründen notwendige Akzeptanzsteigerung ist ein Wahlrecht zwischen Einmalzahlungen und jährlichen Zahlungen (die mit dem Preisniveau ansteigen) einzuräumen.
17.4.
Finanzielle Anreize
für Kommunen und weitere Gebietskörperschaften
Auch die derzeit angedachten Entschädigungszahlungen an Kommunen erscheinen zu niedrig, um damit einen nennenswerten Einstellungswandel zu erreichen. Zum einen sind die angedachten Barzahlungen zu erhöhen.
Für Windparks gibt es eine Regel, wonach die Gewerbesteuer zu 70% in der Standortgemeinde erhoben wird, unabhängig vom Sitz der Betreibergesellschaft. Eine ähnliche Vorgehensweise wäre auch für die Stromleitungstrassen sehr förderlich, selbst wenn sie voraussichtlich deutlich niedrigere Steuereinnahmen je Strommast-Standort ergeben würde als je Standort eines Windparks. Insbesondere wäre es nachteilig, die Ertragssteuern auf Gewinne bzw. auf Kapitalkosten, die durch die DC-Konverter entstehen, mehrheitlich diesen mit wenig Personal ausgestatteten Standorten oder den Gemeinden der Hauptverwaltungen der Netzbetreiber zuzuweisen. Das entsprechende Steueraufkommen sollte vielmehr auf die Gemeinden entlang der DC-Trasse verteilt werden. Dies ist umso wichtiger, als die DC-Trassen ja keine Erschließungsaufgaben entlang der Strecke übernehmen, wie es beispielsweise bei Bahnstromleitungen in Ostdeutschland und Schleswig-Holstein (die in den letzten Jahren konfliktfrei geplant und gebaut wurden) der Fall war.
Eine verwaltungstechnische Erleichterung, die eine gesonderte Gewebesteuererklärung in jeder durchquerten Gemeinde vermeidet und stattdessen einen anderen Weg des Finanzausgleichs beschreitet, wäre wohl einer Regelung wie bei den Windparks vorzuziehen. Wesentlich ist, dass eine Beteiligung der Trassengemeinden und –regionen an den Steuereinnahmen aus den Verbindungen erreicht wird (die möglichst nicht über den kommunalen Finanzausgleich wieder abgeführt werden muss).
17.5.
Darstellungserfordernis
im O-NEP
Die Abgabe einer Empfehlung für derartige akzeptanzsteigernde Mittel, soweit für die pünktliche Inbetriebnahme erforderlich, gehört durchaus zur Kompetenz der ÜNB bei der Vorlage des O-NEPs, (ebenso des NEPs) wenn diese für die termingerechte Umsetzung erforderlich erscheinen. Ob der Gesetzgeber diese dann in den Bundesbedarfsplan bzw. durch Gesetzesänderung im Steuerrecht übernimmt, ist eine andere Frage.
Die Verfasser des O-NEPs sollten in diesem Zusammenhang bedenken, dass sie eine umfassende Verantwortung für Verzögerungen tragen, wenn sie zielgerichtete Beschleunigungsmaßnahmen wie vorstehend nicht vorschlagen. Sollte dagegen ein Vorschlag erfolgen, aber vom Gesetzgeber nicht übernommen bzw. umgesetzt werden, wäre die Verantwortlichkeit insoweit anders zu sehen.
17.6.
Kostenansätze
hinsichtlich Entschädigungen
Akzeptanzsteigende Maßnahmen gibt es nicht zum Nulltarif. Die Investitionskostenansätze für den Freileitungsbau des NEP können daher nicht für etwaige Freileitungen bei den Maßnahmen des NEP übernommen werden, sondern sind deutlich nach oben zu korrigieren. Dies sollte aber immer noch billiger kommen als eine Vollverkabelung.
Die Umstellung der Entschädigungen auf jährliche Zahlungen an die Grundeigentümer hat eine gewisse Entlastung der Investitionskosten zur Folge. Andererseits wird sich auch ein Teil der Eigentümer für eine Einmalzahlung entscheiden, welche je km höher sein muss als bisher. Auch für die Kommunen sind wegen der kurzfristigen, an Legislaturperioden orientierten Sichtweise vieler Entscheidungsträger substantielle frühzeitige Zahlungen notwendig, und zwar nicht erst bei Errichtung der Leitungen, sondern bereits bei wesentlichen Planungsschritten.
Um es mit einem Beispiel darzustellen: Wenn der Bürgermeister aus erhaltenen Zahlungen den Sportplatz sanieren oder einen Kindergarten errichten kann, und er dies als Erfolg seiner Arbeit darstellen kann, fällt es ihm leichter, kritische Stimmen gegenüber einer Hochspannungsleitung (auch als Kabel) durch das Gemeindegebiet zu „überhören“ und jedenfalls keinen aktiven Widerstand zu leisten. Solche Beträge müssen frühzeitig zur Verfügung stehen und Planungsschritte begleiten, sollten nicht erst bei Errichtung der Leitung an die Gemeinden vergütet werden.
17.7.
Verkabelung im 110
kV-Netz zur Akzeptanzsteigerung und als Ausgleichsmaßnahme
Für jeden Kilometer Freileitung in neuer Trasse soll ein Kilometer Freileitungstrasse im Bestandsnetz abgebaut werden. Der Rückbau sollte aus Kostengründen überwiegend das 110 kV-Netz betreffen, nicht das Höchstspannungsnetz. Auch, wenn es sich hierbei um kleinere Leitungen und Masten handelt als bei den Neubauplanungen, kann damit ein Ausgleich der durch die neuen Leitungen verursachten Effekte erreicht werden, wenn dabei Abschnitte der alten Leitungen entfallen, die entweder ökologisch besonders problematisch sind oder durch stärker bebaute Gegenden oder sogar innerhalb von Ortschaften verlaufen.
Die Funktion der zurückzubauenden Leitungen kann auf verschiedene Weise ersetzt werden, wie durch
· Verkabelung;
· Aufnahme von 110 kV-Systemen auf neu gebauten Trassen;
· Direktumspannung von 380 kV in das 20 kV-Verteilungsnetz: Dies kann nicht zuletzt im Fall eines Trassenverlaufs in relativ dünn bebauten Gebieten mit mäßiger Leistungsdichte, die aber wegen der Entfernung zu anderen Lastschwerpunkten über das Hochspannungsnetz erschlossen werden müssen, eine bevorzugte Lösung sein. Soweit nicht bestehende Trassen verwendet werden, würden sich dann die neuen 380/20 kV-Umspannwerke oft an anderen Stellen befinden als die bisherigen 110/20 kV-Umspannwerke, so dass zusätzliche Anpassungen im 20 kV-Netz erforderlich werden. Mitunter wird es sich wegen der höheren Fixkosten einer 380 kV-Umspannung auch anbieten, mehrere 110/20 kV-Umspannwerke durch ein 380/20 kV-Umspannwerk zu ersetzen.
· In Ausnahmefällen Abbau der 110 kV-Ebene in einer Region in Verbindung mit dezentraler Versorgung und Stützung von 20 kV-Netzgebieten: Soweit sich durch die dezentrale Erzeugung der Lastfluss von zentralen Kraftwerken in bestimmte Verbrauchsregionen vermindert, und Spitzen der Residuallast dadurch vermieden werden, dass Lücken in der dezentralen Versorgung mit Solarstrom und Windenergie gezielt durch andere dezentrale Kraftwerke (z.B. Biomasse) geschlossen werden, kann dies es ermöglichen, dort die 110 kV-Netzebene abzubauen und den verbleibenden, geringeren Leistungsaustausch zwischen den Verbrauchern und Erzeugern in der Region und dem hauptsächlich zur Netzstützung benötigten Anschluss an das Verbundnetz vollständig mit 20 kV abzuwickeln. Das würde dann zweifellos eine aktive Rolle des Verteilungsnetzbetreibers beim Ausgleich des Leistungsflusses in solchen Regionen erfordern.
Wegen der Leistungszunahmen v.a. der Windenergie in dezentralen Räumen, die oftmals zu einer Zunahme der Leistungswerte auf den 110 kV-Leitungen entlegener Regionen führt, wird eine solche Lösung sicherlich die Ausnahme bleiben und sich auf Regionen beschränken, in denen wegen einem besonderem Schutzstatus die Errichtung von Windparks sehr beschränkt wird. In solchen Regionen, die dann i.d.R. auch einem besonderen Schutzstatus unterliegen (Landschaftsschutz, Naturschutz, Nationalpark, Natura 2000 usw.) wäre ein Rückbau von 110 kV-Freileitungen aber gerade besonders wertvoll. Zudem wäre gerade, wenn dort eine neue Leitung verlaufen sollte, ein Rückbau bestehender Leitungen wohl unabdingbar für die Akzeptanz und Umsetzbarkeit.
Im Allgemeinen braucht der Rückbau der Bestandsleitungen aber nicht auf die Gebiete beschränkt werden, in denen neue Leitungen geplant sind. Vielmehr sollte der Rückbau in besonders problematischen Bereichen und Regionen erfolgen und der Neubau möglichst weniger problematische Trassen nutzen.
Bei einer Nutzung von 110 kV-Trassen für neue Leitungen und der Aufnahme von 110 kV-Systemen auf die neuen Leitungen könnte ggf. die „Anrechnung“ nur zur Hälfte erfolgen, weil dies größere Mastabmessungen als bei einer reinen 380 kV-Leitung zur Folge hätte. Ein Rückbau von 20 kV-Freileitungen könnte wegen der geringeren Abmessungen mit einem kleineren Anrechnungsfaktor je Kilometer Rückbau berücksichtigt werden.
Die Einzelheiten eines Netzumbaus im 110 kV-Netz (und resultierender Anpassungen im 20 kV-Netz) gehören zwar zur Planung der nachgeordneten Netzebenen. Gleichwohl gehört es zum Darstellungsumfang des NEPs laut gesetzlichem Auftrag, solche Maßnahmen darzustellen, wenigstens im Grundsätzlichen, weil sie Folge der Fortentwicklung des Höchstspannungsnetzes sind. Auch die Kosten hierfür müssen kalkuliert werden.
Der Rückbau von Bestandsleitungen dient der Akzeptanzsicherung in der Gesamtgesellschaft und bei Umweltverbänden, die eine Grundvoraussetzung für eine erfolgreiche Umsetzung des Netzentwicklungsplans (nämlich in den gesetzten Zeiträumen) darstellt.
Der Rückbau von Bestandsleitungen im 110 kV-Netz ist wohl auch eine Voraussetzung, um umfassendere Forderungen nach einer Verkabelung (der neuen Leitungen) im Höchstspannungsnetz abzuwehren, die mit wesentlich höheren Kosten verbunden wäre.
17.8.
Aktivitäten für das
2033er Zielnetzes bis 2023
Die Differenz zwischen 2023er und 2033er Zielnetz würde sukzessive während dieser zehn Jahre in Betrieb gehen.
Die Planung für eine Netzausbaumaßnahme, die in diesem Zeitraum, also z.B. 2024 oder 2027 in Betrieb gehen soll, muss aber schon vor 2023 begonnen haben. Damit sind auch für diese späteren Netzausbaumaßnahmen die notwendigen (Planungs-) Maßnahmen im O-NEP mit Zeithorizont bis 2023 zu beschreiben. Für Netzausbaumaßnahmen, die z.B. 2024 in Betrieb gehen sollen, werden zudem schon bis 2022 beträchtliche Baukosten zu berücksichtigen sein, auch wenn diese in diesem Jahr ggf. noch nicht wälzbar sind.
18. Stellungnahme der Verbände
Der Stellungnahme der Stiftung Offshore Windenergie und mehrerer Verbände wird im Übrigen zugestimmt.
Hiermit erkläre ich mein Einverständnis, dass meine Stellungnahme auf der Website des Netzentwicklungsplans nach Abschluss der Konsultation veröffentlicht wird.
Hiermit bestätige ich, dass ich den Datenschutzhinweis
gelesen habe und akzeptiere.
gez. Joachim Falkenhagen