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Kommentare der Infranetz AG zu den Antworten

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Kommentare der Infranetz AG zu den Antworten der Bundesnetzagentur bzgl. der
Anfragen von Herrn Wegener an die Bundesnetzagentur
Frage 1. Warum ist vom Gesetzgeber die Freileitung als Haupttechnologie festgeschrieben worden,
obwohl sich im Zeitraum von 10 Jahren technologisch viel verändert und es neue Entwicklungen gibt?
Beispielsweise gibt es ein aktuell von ABB neu in den Markt gebrachtes Erdkabel, das die von TenneT
veranschlagten Kosten nach Angaben von ABB um mindestens die Hälfte reduziert.
Nach Einschätzung der Bundesregierung lassen sich aus den bisher – auch in anderen Ländern
– gesammelten Erfahrungen zur HGÜ-Erdverkabelung zur Zeit nicht ausreichend Erkenntnisse
ableiten, die eine Vollverkabelung zentraler Leitungsvorhaben im deutschen Übertragungsnetz
auf der 500-kV-Spannungsebene in VSC Technologie ohne vorherige Erprobung auf
Teilabschnitten rechtfertigen würden.
Mit Teilverkabelungen kann man keine Vollverkabelung erproben. Jeder Teilabschnitt verstärkt
das Risiko von Blitzeinschlägen, Sabotage und Durchschlägen an Freiluft Endverschlüssen, die
ganzjährig Wind und Wetter ausgesetzt sind.
Eine 700 km lange Vollverkabelung mit 2 Systemen benötigt z.B. nur 8 Endverschlüsse, die aber
in den Umrichterhallen installiert werden und somit vor Luftverschmutzung, Sabotage und
Blitzschlag geschützt sind.
Die Vollverkabelung benötigt keinen aufwendigen Blitzschutz.
Zehn Teilverkabelungsabschnitte erfordern hingegen zusätzlich 160 Freiluft Endverschlüsse
sowie 320 Freiluft Endverschlüsse für die metallischen Rückleiter, die allerdings nicht erforderlich
sind, wie weiter unten noch beschrieben wird.
Bundesregierung und Bundesnetzagentur könnten das angebliche Projektrisiko vermeiden indem
sie den nachstehenden Antrag der Infranetz AG vom 07.01.15 genehmigt:
„…wir beantragen hiermit die Genehmigung zum Bau einer bürgerfinanzierten 3 Gigawatt HGÜErdkabelverbindung von Wilster nach Grafenrheinfeld als ÖPP Projekt.
Für die Finanzierung wird die Infranetz AG einen geschlossenen Fonds auflegen, der mit 5%
Rendite auf das Eigenkapital der Bürger ausgestattet werden sollte.
Beauftragt wird ein Unternehmen, das schlüsselfertig liefern und die technische Wartung
dauerhaft übernehmen kann“.
Für die Bundesregierung ist ein solches ÖPP Projekt ohne Risiko, weil die Kosten nicht umgelegt
werden müssen, gleichwohl ist die politische Dividende einer solchen Entscheidung sehr hoch.
Das technische Risiko einer solchen Leitung ist für die Bürger als Investoren überschaubar,
zumal die ausführende Firma die Wartung übernimmt und auch Garantien abgibt.
Es besteht die Gefahr, dass wichtige Investitionsprojekte durch langwierige und schwierige
Planungs- bzw. Genehmigungsverfahren sowie durch mangelnde Akzeptanz in der Bevölkerung
verzögert oder ganz verhindert werden.
Deshalb braucht die Bundesregierung einen Investitionspfad, der Infrastrukturprojekte schneller
vorantreibt.
Seit der am 1. August in Kraft getretenen EEG-Novelle, besteht allerdings für alle HGÜ-Vorhaben
die Möglichkeit, auf technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitten Erdkabel zu
genehmigen, wenn die im EnLAG definierten Abstände zu Wohngebäuden (400 m bzw. 200 m)
unterschritten werden.
Sind die Bürger, die mit 200 m Abständen leben müssen weniger schützenswert?
Darüber hinaus hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) im Dezember
2014 die Ressortabstimmung für ein Gesetz zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des
Energieleitungsbaus eingeleitet, das u. a. die Möglichkeiten zur Verlegung von Erdkabeln in
technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitten von Höchstspannungsleitungen maßvoll
erweitern soll.
1
Was ist technisch und wirtschaftlich effizient?
Effizienz bedeutet, die Dinge richtig tun, in diesem Fall sowohl technisch als auch wirtschaftlich.
Zur Technik:
1. Teilverkabelungen erhöhen trotz installierter Überspannungsableiter das Risiko von
Blitzeinschlägen. Wenn die Kabelabschnitte kurz sind, sind die Folgen deutlich höher.
2. Teilverkabelungen erhöhen auch das Risiko von Durchschlägen an den zusätzlich
erforderlichen 160 bzw. 480 Freiluft Endverschlüssen.
3. Die Vollverkabelung ist daher die technisch richtige bzw. effizientere Lösung.
Zur Wirtschaftlichkeit:
Freileitungen mit Teilverkabelungen sind teurer als die reine Vollverkabelung:
1. Es wird sehr viel Wald einzuschlagen sein. Für den „Südlink“ ist mit 1.000 bis 2.000 ha zu
rechnen.
2. Die Holzpreise fallen schlagartig und das Holz muss jahrelang gelagert und benetzt
werden.
3. Die Wiederaufforstung ist mit wenigstens 2,5 €/qm extrem teuer, ohne das Nutzholz
nachwächst. Eine ständige Höhenkontrolle ist erforderlich, was die Betriebskosten erhöht.
4. Pro Teilverkabelungsabschnitt gehen allein durch die beiden Übergangsstationen im
Mittel 1,2 ha für die nächsten 80 Jahre verloren. Bei 10 Abschnitten 12 ha.
5. Die 30 m breiten Verbindungstrassen zwischen den Stationen sind nur noch
eingeschränkt nutzbar. Bei einer z.B. 4 km langen und 30 m breiten Verbindung betrifft
das 12 ha. Bei 10 Abschnitten 120 ha.
6. Das BMU kalkulierte in 2011 die relativen Kosten einer Freileitung mit
Teilverkabelungsabschnitten auf 2,5 Mio. €/km, ohne Nebenkosten wie Waldeinschlag,
fallende Holzpreise, Holzlagerkosten, Wiederaufforstung, Ausgleichsmaßnahmen,
Vogelschutzmaßnahmen, Grunderwerb, soziale Kosten, Konsultationskosten, die
Bundesfachplanung mit 50.000 €/km oder die Zuwendungen an die betroffenen
Gemeinden in Höhe von 40.000 €/km nach § 5 StromNeV sowie Verfahrenskosten und
Enteignungskosten etc.
7. Die mit Klagen und Enteignungen verbundenen Verzögerungskosten des Netzausbaus
bezifferte das BMU damals mit zusätzlich 1,8 Mio. €/km und Jahr.
8. Bei der Vollverkabelung entfallen die bei Freileitungsvorhaben vorgeschriebenen
Vogelzählungen über zwei Brutperioden.
9. Der 4 GW „Südlink“ als 700 km lange Freileitung hat mit den üblichen Seilen, 264-AL1/34St1A, die auch für das 5.000 km lange Desertec Projekt gerechnet wurden, im
Volllastbetrieb eine ca. 296 MW höhere Verlustleistung als die Vollverkabelung, was der
installierten Leistung eines Offshore Windparks mit 80 Anlagen entspricht.
10. Im Teillastbetrieb bei 50% sind es noch 82 MW (ein 82 MW Kraftwerk könnte ganz Essen
versorgen).
11. Bei 4.000 Volllaststunden im Offshore Bereich und einem aktuellen Börsenpreis von 40
€/MWh summiert sich die Verlustkostendifferenz im Volllastbetrieb auf 4.000 h x 296 MW
x 40 €/MWh = 47,36 Mio. € pro Jahr.
Fazit: Die Vollverkabelung ist technisch und wirtschaftlich effizienter als die Freileitung mit
Teilverkabelungen, sie ist im Sinne des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes auch schneller
geplant und gebaut.
Dabei bleiben der Pilotcharakter der Erdverkabelung der Übertragungsnetze sowie der
grundsätzliche Vorrang von Freileitungen erhalten.
Auch die Vollverkabelung hat Pilotcharakter. Warum es wesentlich ist, den Pilotcharakter zu
erhalten, bleibt allerdings unklar.
Warum Freileitungen grundsätzlich Vorrang haben sollen, erschließt sich nicht. Das deutsche
Erdkabelnetz hat eine Länge von 1,44 Mio. km entspr. 80% des gesamten Stromnetzes (BDEW).
Zu den technischen Hintergründen lässt sich Folgendes festhalten. Bei Freileitungssystemen
können Fehler infolge eines Isolationsversagens / Kurzschlusses in der Regel in kürzester Zeit
durch eine gezielte automatisch herbeigeführte Kurzunterbrechung, das heißt einer automatischen Aus- und Wiedereinschaltung, behoben werden.
Die sog. AWI (automatische Wiedereinschaltung) gilt für Drehstromnetze. Sie hat allerdings
schon vielen Ballonfahrern und Hubschrauberinsassen das Leben gekostet.
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Für Gleichstromleitungen ist das weder sinnvoll noch geplant. Es müssten beide Umrichter
komplett abgeschaltet und langsam wieder hochgefahren werden. In kürzester Zeit geht das nicht
und es belastet auch die Umrichter.
In der Regel sind so keine Auswirkungen auf den Netzbetrieb zu befürchten.
Gleichstromsysteme sind lediglich Verbindungen zwischen zwei Netzknoten. Vom reinen
Netzbetrieb im vermaschten Drehstromnetz sind sie über Gleichstromzwischenkreise entkoppelt.
Auswirkungen von Isolationsfehlern oder Kurzschlüssen auf den Netzbetrieb sind daher nicht zu
befürchten. Das Gegenteil ist sogar der Fall. Die Umrichter stützen das Netz hinsichtlich
Spannungsstabilisierung, Blindleistungsbereitstellung und extrem schneller Frequenzhaltung, die
von rotierenden Phasenschiebern nicht geleistet werden kann.
Da ein solcher Isolationsfehler bzw. Kurzschluss bei Kabeln dazu führt, dass das Kabel
unbrauchbar wird, ist in solchen Fällen ein Austausch des Kabelsegments zwischen den
jeweiligen Muffen erforderlich. Die automatische Aus- und Wiedereinschaltung, die im
Freileitungsbereich (Drehstromnetz) angewendet werden kann, ist im Kabelbereich nicht
anwendbar (und auch nicht vorgesehen).
Ein Austausch eines Kabelsegments ist jedoch in der Regel mit aufwändigen und zeitintensiven
Tiefbau- und Montagearbeiten verbunden.
Die Ausfallwahrscheinlichkeit von Freileitungen ist deutlich höher als bei Erdkabeln. Dafür ist die
Ausfalldauer höher, was man aber mit integrierten Lichtwellenleitern deutlich reduzieren kann,
weil sich Ausfälle, bis auf (vermeidbare) Baggerbeschädigungen, ankündigen und die Wartung
somit planbar wird. Mit den LWL kann zudem die Fehlerlokalisation auf den Meter genau und in
wenigen Sekunden erfolgen.
Das beantragte Infranetz System sieht für die 700 km lange Verbindung von Wilster nach
Grafenrheinfeld zwei voneinander unabhängige Systeme zu je 1,5 GW vor, die im Normalbetrieb
beide zu ca. 50% ausgelastet werden (Freileitungen zu 30%, H.Deitermann, Tennet am 24.09.13
in Heide). Steht eine Kabelreparatur an, so wird das andere System in Richtung Vollast
hochgefahren, bis die Reparatur beendet ist (n-1). Steht dagegen eine Freileitungsreparatur an,
müssen beide Systeme abgeschaltet werden um die Monteure nicht zu gefährden (n-0).
Je mehr Kabelabschnitte realisiert werden, desto größer ist die Gefahr, dass es in einem dieser
Abschnitte zu einem Defekt kommt. Beim SuedLink handelt es sich um eine der zentralen
Leitungen des zukünftigen deutschen und europäischen Übertragungsnetzes. Insofern sind die
Risiken eines solchen Ausfalls in einem beherrschbaren Rahmen zu halten.
Defekte sind natürlich nicht auszuschließen, sie sind aber sehr gut beherrschbar, wie eben
dargestellt und auch nicht mit einem kompletten Systemausfall verbunden (n-1).
Wie bereits oben erwähnt, ist die Ausfallwahrscheinlichkeit von kurzen Teilverkabelungen durch
Blitzschlag, Sabotage oder Durchschlägen an den Freiluft Endverschlüssen deutlich höher.
Teilverkabelungen gefährden daher diese zentrale Leitung des deutschen und europäischen
Übertragungsnetzes.
Es ist richtig, dass der Kabelhersteller ABB jüngst ein 525-kV-HGÜ-Kabel angekündigt
(freigegeben) hat. Mit einem solchen 525-kV-Kabel (ist es) wäre es theoretisch möglich, gleiche
Übertragungskapazitäten mit „weniger Kabel" zu erreichen. Diese wäre potentiell mit geringerem
Platzbedarf und Kosten verbunden.
Es handelt sich bei diesem 525kV-HGÜ-Kabel sicherlich um eine vielversprechende
Neuentwicklung, dessen Erprobung aufmerksam beobachtet werden sollte.
Was wäre geeigneter als eine 700 km lange Pilotstrecke.
Es ist allerdings auch zu beachten, dass dieses 525-kV-Kabel bisher nur im Labor getestet
wurde. Wann und in welchem Umfang es tatsächlich eingesetzt werden kann, ist aktuell offen.
Es gibt eine Möglichkeit, das herauszubekommen, beispielsweise über das o.g. ÖPP Projekt
oder über eine Öffnungsklausel im Bundesbedarfsplangesetz, die es den ÜNB’s erlaubt, diese
Technik einzuführen. Gern auch mit einer Haftungsregelung wie sie im Offshore Bereich mit
einem simplen Kabinettsbeschluss eingeführt wurde.
.
Fest steht aber auch, dass die Bundesnetzagentur im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens
ergebnisoffen prüfen wird, ob ein solches Kabel zu diesem Zeitpunkt einsetzbar ist.
3
Frage 2. Laut Netzentwicklungsplan 2014 Teil 2 soll mehr als 15 GW allein an Offshore
Windenergie im Jahr 2025 von Norden nach Süden transportiert werden. Hinzu kommt
dann eine nennenswerte installierte Leistung an Onshore Windenergie. Laut BNetzA
können über einen Strang max. 4 GW übertragen werden. Wie viele parallele Stränge
(Gestänge) sind nötig, um diese installierte Leistung dann in den Süden zu übertragen?
Oder geht man davon aus und akzeptiert, dass der Suedlink bereits 3 Jahre nach
Fertigstellung unterdimensioniert sein wird? Warum wird die Anzahl der notwendigen,
parallelen Trassen nicht offen kommuniziert?
Die von Ihnen angesprochene Thematik ist eine wichtige Fragestellung im Rahmen der weiteren
Netzausbauplanung. Auch die Bundesnetzagentur beschäftigt sich kontinuierlich damit, welche
grundsätzlichen Möglichkeiten bestehen, den zukünftigen enormen Übertragungsbedarf von Nord
nach Süd zu bewältigen. Grundsätzlich besteht die Möglichkeit, durch die gemeinsame Nutzung
mehrerer Hochspannungs Gleichstromsysteme auf einem Mast eine sehr hohe Leistung über ein
Mastsystem zu übertragen. Ein Ausfall eines solchen Systems und damit der Wegfall von hoher
Übertragungsleistung, kann aber die Systemstabilität erheblich gefährden. In einem solchen Fall
müsste diese Leistung über noch freie Transportkapazitäten des 380-kV-Drehstromnetzes
abtransportiert werden. Dazu muss sichergestellt sein, dass zu jedem Zeitpunkt auch genügend
freie Kapazitäten des Drehstromnetzes vorhanden sind bzw. erst noch geschaffen werden.
Außerdem steigt der sogenannte Blindleistungsbedarf beim Stromtransport über das
Drehstromnetz quadratisch mit der Stromstärke an. Der vorzuhaltende Blindleistungsbedarf steigt
dementsprechend für eine potentielle Ausfallsituation überproportional an. Entsprechende
Anlagen für Blindleistungskompensation müssten also gegebenenfalls zusätzlich errichtet
werden. Aus diesen Gründen gilt eine maximale Übertragungsleistung von 4 Gigawatt (GW) auf
einem Gestänge derzeit als technisch noch vertretbar. Die Bundesnetzagentur hat den
Übertragungsnetzbetreibern im Szenariorahmen für das Zieljahr 2025 auch vorgegeben, in allen
Szenarien nur selten auftretende Leistungsspitzen von Wind- und Photovoltaikanlagen bei der
Ermittlung des notwendigen Übertragungsbedarfs unberücksichtigt zu lassen. Bei dieser
sogenannten „Spitzenkappung“ handelt es sich um ein effektives Instrument, um den
notwendigen Ausbaubedarf des Übertragungsnetzes auf ein wirtschaftlich sinnvolles Maß zu
reduzieren. In diesem Szenariorahmen, der die neuen Rahmenbedingungen. des zukünftig
vorgesehenen Ausbaus an Erneuerbaren Energien berücksichtigt, wird für das Jahr 2025 im
Übrigen eine reduzierte installierte Offshore Kapazität in Höhe von 10,5 GW angenommen. Die
Bundesnetzagentur und auch die Übertragungsnetzbetreiber haben im Rahmen der
Bedarfsermittlung stets (nie) offen kommuniziert, dass der langfristige Nord-SüdÜbertragungsbedarf aller Voraussicht nach höher sein wird als die in den bisher genehmigten
Netzentwicklungsplänen (mit den Zieljahren 2022 bzw. 2023) vorgesehenen Um- und
Ausbaumaßnahmen übertragen können. Aus Transparenzgründen ist es daher in den
Netzentwicklungsplänen vorgesehen, Modellierungen und Zielnetze für einen 20-Jahres
Zeithorizont darzustellen. Dieser zusätzliche Übertragungsbedarf wird entweder durch die
Erweiterung bereits beste-hender Leitungen oder aber über neue Trassen realisiert werden
müssen. Dieser Transport hat aber nicht zwingend über den sogenannten Korridor C zu erfolgen,
auf dem aktuell das Vorhaben Südlink beruht. Der Gesetzgeber hat es nicht für richtig gehaltenund die Bundesnetzagentur teilt diese Einschätzung-, dass die energiewirtschaftliche
Notwendigkeit von Leitungen für einen 20-Jahres-Zeithorizont verbindlich bestätigt wird.
Diese Zeitspanne ist zu lang und würde auch weitere Forschung und Fortschritte bei den
netzausbaureduzierenden Maßnahmen und bei der Leistungsfähigkeit der Technik ausblenden.
Die Frage ist damit nicht beantwortet.
Richtig ist, dass der SuedLink 2034 so
aussehen wird, wenn die Vollverkabelung
weiter behindert wird.
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Frage 3. Wird Firmen wie Infranetz die Möglichkeit gegeben, die von ihnen angebotene
Erdkabel Technologie in Pilotstrecken im Rahmen des Südlink-Projektes unter Beweis zu
stellen? Sollte der Auftraggeber für den Netzausbau nicht an der für alle Beteiligten und
Betroffenen schonendsten Lösung interessiert sein? Wir fordern die komplette
Erdverkabelung der gesamten Südlink-Strecke, um die Gesundheit der Menschen und die
Natur zu schonen!
Grundsätzlich steht es Infranetz frei, seine Erdkabeltechnologie anzubieten.
Das haben wir schon getan.
Die Infranetz AG ist ein Planungsbüro für erneuerbare Energien. Genau wie die Tennet, stellen
wir weder Kabel her noch verlegen wir sie. Auch Tennet beauftragt nur Dritte mit dem Bau.
Da die Tennet, ebenso wie die Bundesnetzagentur, nicht bereit ist, das angebliche Risiko einer
Vollverkabelung mit einem weiterentwickelten Kabel ohne Haftungsregelung zu tragen, haben wir
uns bereit erklärt das zu tun und den eingangs erwähnten Antrag vom 07.01.15 an das
Bundeswirtschaftsministerium gestellt.
Die konkrete technische Ausführung eines Vorhabens wird nach Abwägung der Belange am
Ende des Verfahrens im Planfeststellungsbeschluss festgelegt.
Das Bundesbedarfsplangesetz schreibt den Bedarf, die Freileitungstechnik und die
Alternativlosigkeit gleichzeitig fest, sodass ein ergebnisoffenes Planfeststellungsverfahren nicht
möglich oder gar beklagbar ist.
Technologie Alternativen wie z.B. „Power to Gas“ die „Supraleiter“ oder die Vollverkabelung sind
per Gesetz praktisch ausgeschlossen.
Die sogenannte Alternativprüfung bezieht sich ausschließlich auf die Frage der Maststandorte.
Freileitungen sind allerdings nicht genehmigungsfähig, weil sie unseres Erachtens folgenden
Gesetzen widersprechen:
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Die Vollverkabelung ist zumutbar, Freileitungen dagegen nicht.
Es wird also gerichtlich zu klären sein, ob das Bundesbedarfsplangesetz über den
Naturschutzgesetzen steht.
Die Umweltverträglichkeitsprüfung für Freileitungen muss zudem ergebnisoffen erfolgen. Wäre es
anders, ist sie überflüssig.
Der Auftragnehmer wird durch den Übertragungsnetzbetreiber in seiner unternehmerischen
Freiheit ausgewählt. Hier werden in der Regel europaweite Ausschreibungen durchgeführt, auf
die sich die Firmen bewerben können.
Die unternehmerische Freiheit beschränkt sich dabei lediglich auf die Auswahl der
Auftragnehmer.
Hätte sich der Gesetzgeber lediglich auf die Festlegung des Stromtransportbedarfs von A nach B
beschränkt und den Firmen die Technologiefreiheit zugestanden, wie es sinnvoll und üblich ist,
dann wäre die Vollverkabelung schon lange genehmigt, die Kabeltrassen wären bereits unter
Vertrag und die Kabel bestellt. Auch der Landfrieden wäre gewahrt und alle wären zufrieden.
Mit einem kurzfristigen Kabinettsbeschluss zur Vollverkabelung könnte man das noch heilen.
Die Bundesnetzagentur wird die Einsatzmöglichkeiten von Erdkabeln im Verfahren ergebnisoffen
prüfen.
Die Bundesnetzagentur kann gar nicht ergebnisoffen prüfen, solange der Gesetzgeber keine
Öffnungsklausel für die Technik erlässt und man immer noch von falschen Risiken oder völlig
falschen Mehrkostenfaktoren ausgeht.
Die Erdverkabelung ist zwar kein Allheilmittel, kann aber mit dazu beitragen, adäquate Lösungen
gerade in besonders kritischen Bereichen zu finden.
Freileitungen sind erst recht kein Allheilmittel. Hinsichtlich der Raumhindernisse ist ganz
Deutschland ein besonders kritischer Bereich, sodass gerade die von der Infranetz vorgestellte
minimalinvasive Vollverkabelung die angemessene Lösung ist.
Hinsichtlich des Themas Vollverkabelung ist auf die Frage 1 zu verweisen.
Frage 4. Gab es gesetzeskonforme, europaweite, öffentliche Ausschreibungen für den
Trassenbau? Auf welche Weise und auf Basis welcher Auswahlkriterien ist TenneT zum
Auftragnehmer ernannt worden?
Bei diesen Fragen ist zwischen der Ermittlung des Bedarfs an einer Netzausbaumaßnahme, der
nach der Bedarfsfeststellung erfolgenden Planung der Maßnahme und dem daran anschließenden Bau zu unterscheiden.
Nach dem Energiewirtschaftsgesetz müssen die vier deutschen (*) Übertragungsnetzbetreiber
gemeinsam den Bedarf an Netzausbaumaßnahmen ermitteln, in dem sie den gemeinsamen
Entwurf eines Netzentwicklungsplans vorlegen.
* Es gibt nur einen deutschen Übertragungsnetzbetreiber die Transnet BW, die anderen drei sind
in der Hand eines australischen Hedgefonds, ärztlichen Versorgungswerke, Versicherungen,
Kraftwerksbetreibern und dem holländischen Staat, alles Gesellschaften mit beschränkter
Haftung, denen es um Kapitalmaximierung und nicht in erster Linie um Versorgungssicherheit,
Wartung oder gar erneuerbare Energien geht.
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Insofern handelt es sich nie um ein Vorhaben eines einzelnen Übertragungsnetzbetreibers,
sondern immer um eine Gemeinschaftsplanung.
Sofern die Bundesnetzagentur den Bedarf an einer Netzausbaumaßnahme bestätigt, ist der
zuständige Übertragungsnetzbetreiber gesetzlich verpflichtet, diese Maßnahme zu planen und zu
realisieren.
Eine Ausschreibung ist nach den Regeln des Europarechts, die die Grundlage für die deutsche
Gesetzeslage bilden, nur dann möglich, wenn ein Übertragungsnetzbetreiber die im
Netzentwicklungsplan vorgesehen Maßnahme nicht rechtzeitig zu realisieren beginnt.
Bezüglich der Zuständigkeitsfrage drängt es sich auf, dass derjenige Übertragungsnetzbetreiber,
in dessen Regelzone sich das jeweilige Vorhaben befindet, mit den Planungen beginnt.
Bei Vorhaben, die in unterschiedlichen Regelzonen beginnen und enden, liegt es nahe, dieses
Vorhaben als Gemeinschaftsprojekt der beiden betroffenen Übertragungsnetzbetreiber zu
realisieren.
Dementsprechend wird das BBPlG-Vorhaben Nr. 4 von Wilster nach Grafenrheinfeld von TenneT
TSO GmbH (TenneT) und das BBPlG-Vorhaben Nr. 3 von Brunsbüttel nach Großgartach als
Gemeinschaftsprojekt von TenneT und Transnet BW GmbH geplant.
Für die konkrete bauliche Realisierung und die Lieferung der notwendigen Technik (Leiterseile,
Kabel, Transformatoren, Konverter usw.) führen die Übertragungsnetzbetreiber nach Erhalt des
Planfeststellungsbeschlusses in der Regel europaweite Ausschreibungen durch.
Frage 5. Was sind die Gründe für den Westschwenk durch das Weserbergland. Immerhin
ist diese Streckenführung um mehr als 100km länger, was zu erheblichen Mehrkosten
führt. Lt. Zeitungsbericht im Täglichen Anzeiger Holzminden vom 28.11.2014 werden mit
dem Westschwenk drei Wahlkreise von führenden Bundespolitikern umgangen. Wie
begründet ist diese Annahme? Ähnliche Berichte gibt es aus dem Raum Hannover, wo
Prominente und Politiker auf die BNetzA Einfluss ausgeübt haben sollen, um den
Trassenbau vor der eigenen Haustür zu verhindern. Stimmt das?
Die aktuelle Veröffentlichung des Vorschlagstrassenkorridors und seiner Alternativen stellt
lediglich einen ersten Vorschlag des Vorhabenträgers TenneT dar. Der Vorschlagstrassenkorridor wurde von TenneT auf Basis einer Raumwiderstandsanalyse ermittelt (siehe hierzu auch
Frage 7). Die Alternativen hat TenneT im Wesentlichen als Ergebnis der informellen
Dialogveranstaltungen in Form von Infomärkten in den Antrag auf Bundesfachplanung
aufgenommen.
Die Bundesnetzagentur hat diesen Antrag am 12. Dezember 2014 erhalten und prüft derzeit die
Unterlagen auf Vollständigkeit. Dementsprechend hat die Bundesnetzagentur auf den
beantragten Verlauf der Trassenkorridore bislang keinen Einfluss genommen.
Frage 6. Wie hoch sind die Verluste bzw. die Wirkungsgrade im Vergleich zwischen
Erdver-kabelung und Freileitung? Sind Berechnungen von unabhängigen Unternehmen
(nicht TenneT) beauftragt und durchgeführt worden?
Wieviel Leistung kann bei welcher Trassenbreite in der Erdverkabelung übertragen
werden, z.B. bei Verwendung des neuen ABB Kabels? Wie hoch sind die zu erwartenden
Wartungskosten? ABB spricht bei solchen Erdkabeln von einer typischen Lebensdauer
von 70 Jahren.
Wegen der unterschiedlichen Konstruktionen und der verschiedenen Umgebungsbedingungen
unterscheiden sich Freileitungen und Kabel deutlich hinsichtlich der thermischen und
mechanischen Eigenschaften.
Bei einer Freileitung ist die zulässige Temperatur zum einen durch die mechanische Festigkeit
der Leiterseile und zum anderen vom Durchhang der Leiterseile bestimmt.
Die dauerhaft zulässige Leitertemperatur liegt bei 80°C Grad Celsius. Bei Freileitungen können
sich z. B. Kühlungseffekte durch den Wind unterschiedlich auf die Leiterseiltemperatur auswirken
und damit den Widerstand verringern.
Kabel hingegen leiten die Verlustwärme durch die Isolierung und durch das Erdreich an die
Oberfläche ab.
Mit Rücksicht auf die Lebensdauer der VPE-Kabel darf die höchste dauernd zulässige
Temperatur an der Leiteroberfläche den Wert von 90°C nicht überschreiten.
Der Wert 90° C gilt nur für Drehstromkabel. HGÜ-Kabel haben eine zulässige Leitertemperatur
von 70° C. Die Manteltemperatur liegt dabei um die 55 ° C.
Die sich an der Leiteroberfläche einstellende Temperatur hängt von der Kabelbelastung, der
Verlegetiefe der Kabel, der Anordnung und der Abstände der Kabel im Kabelgraben, der Anzahl
der parallel geführten Systeme, der Wärmeleitfähigkeit der Isolierung und des Erdreichs sowie
von der Erdoberflächentemperatur ab.
Basis einer Einschätzung ist in erster Linie die Verlustleistung. Hier hilft das Ohmsche Gesetz:
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Die Verlustleistung der beiden 1,5 GW Kabel in 1,2 m Tiefe liegt bei üblicher 50% Teillast nur bei
knapp 17 Watt pro Grabenmeter. Im seltenen Volllastbetrieb bei ca. 74 W pro Grabenmeter.
PV = I² x R x L x 2
PV = 714 A ² x 0,0165 Ohm/km x 700 km x 2
PV = 11.776.287 W
Das bedeutet:
11.776.287 W / 700.000 m = 16,8 W pro m Kabelgraben
Der dauerelastische Flüssigboden ohne Ringspaltbildung führt diese
Verlustwärme über die gesamte Kabeloberfläche zuverlässig und
dauerhaft in das umgebende Erdreich ab.
Auch ohne komplexe FEM Berechnung kann man sich gedanklich eine 1 m lange 17 bzw. 74
Watt Glühlampe in 1,2 m Tiefe vorstellen. Am Aufpunkt wird dabei kaum noch nennenswerte
Wärme ankommen.
Systemabstände: Infranetz empfiehlt einen Mindestabstand zu einem benachbarten 1,5 GW
System von mindestens 1,5 m (Pyrenäenquerung 1 m bei zwei benachbarten 1 GW Systemen;
INELFE) sodass sich zwei Systeme auch in 3 m breiten Wirtschaftswegen unterbringen lassen.
Grundsätzlich plant Infranetz aber zwei voneinander unabhängige 1,5 GW Systeme von je 700
km Länge, die räumlich und zeitlich getrennt verlegt werden können. Beispielsweise können die
beiden Systeme einseitig oder beidseitig der A7 verlegt werden, sodass der Systemabstand ohne
Bedeutung ist
Eine allgemeingültige Aussage zum Vergleich der Verluste von Freileitungen und Erdkabeln kann
nicht getroffen werden, da eine Vielzahl von Faktoren zu berücksichtigen ist.
Eine allgemeingültige Aussage ist auch nicht erforderlich.
Eine spezielle Aussage am Beispiel des 700 km langen Südlinks in Vollverkabelung reicht aus.
Sie orientiert sich ebenfalls am Ohmschen Gesetz.
Um aber einen vergleichenden Eindruck zu gewinnen, soll die folgende Grundsatzüberlegung
helfen.
Diese orientiert sich an den Angaben der DENA-Technologieübersicht, die im Rahmen der beim
Bundeswirtschaftsministerium angesiedelten Plattform „Zukunftsfähige Energienetze“ 2014
erstellt wurde, wobei u. a. das Institut für Hochspannungstechnik der RWTH Aachen als
wissenschaftlich-energietechnisches Institut einbezogen wurde.
Den Aussagen der DENA ist mit Vorsicht zu begegnen.
Hier nur als Beispiel die DENA Studie 2008 „Kurzanalyse Kraftwerks- und Netzplanung in
Deutschland bis 2030“:
„ Ab 2012 steht nicht mehr genügend Kraftwerksleistung zur Verfügung, um die Jahreshöchstlast
zu decken“.
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Die nachstehende Grafik zum deutschen Exportüberschuss zeichnet dagegen ein völlig anderes
Bild.
Kommentar des UBA: "Die von der DENA ermittelte Stromlücke wäre also ausschließlich eine
Leistungslücke, jedoch keine 'Energielücke“.
Erdkabel gibt es in zwei Ausführungen: masseimprägnierte Kabel (MI) und kunststoffisolierte
Kabel (VPE).
Mit masseimprägnierten Kabeln können zwar Betriebsspannungen bis zu 550 kV realisiert
werden; allerdings muss die Verwendung dieses Kabeltyps im Einzelfall auf seine
Umweltverträglichkeit hin überprüft werden. (weil sie ölhaltig sind)
Die derzeit am Markt befindlichen VPE-Kabel sind bis 320 kV (Mittlerweile bis 525 kV).
erhältlich (s. hierzu auch Frage 1).
ABB, 21. 08.14: Mit der erfolgreichen Entwicklung und Prüfung eines neuen HGÜ-Kabelsystems
hat ABB jetzt einen weiteren großen Schritt in der Kabeltechnologie erzielt. Die Stromkabel mit
Kunststoff-Isolierung sind ölfrei und haben eine Spannung von 525 KV. Das höchste
Spannungsniveau, das bei dieser Technologie derzeit in kommerziellen Anwendungen zum Einsatz
kommt, liegt bei 320 kV – somit wurde eine Steigerung um 64 Prozent erreicht.
Bei Freileitungen kann man von einer Lebensdauer von rund 80 Jahren ausgehen.
Richtig, Freileitungsmasten müssen aber nach 40 Jahren neu beschichtet und neu beseilt
werden, was bei monatelangen Systemausfall einem Neubau ziemlich nahe kommt. Bei den
Konsultationen wird das trotz ständiger Transparenzversprechen grundsätzlich verschwiegen.
Entsprechende Betriebserfahrungen liegen für diesen Zeitraum vor. Bei Erdkabeln liegen
hingegen noch keine Betriebserfahrungen in diesem Umfang vor.
Das ist nicht ganz richtig:
Das deutsche Erdkabelnetz hat eine Länge von 1,44 Mio. km entspr. 80% des gesamten
Stromnetzes (BDEW). 1880 wurde in Berlin das erste Erdkabel verlegt. HGÜ-Erdkabel gibt es
seit 1941 http://de.wikipedia.org/wiki/Liste_der_HG%C3%9C-Anlagen
Prof. Noack von der TU-Ilmenau schätzte schon in 2005 die technische Lebensdauer von VPEKabeln im Drehstrombereich auf weit über 40 Jahre.
Die Entwicklung der Kabelextrusionstechnik und der Garnituren, d.h. der Muffen und
Endverschlüsse, hat mittlerweile ein derart hohes Niveau erreicht, dass weit höhere
Lebenserwartungen gerechtfertigt sind.
ABB sieht die technische Lebensdauer der neuen 525-KV Kabel bei 70 Jahren.
Gemäß der DENA-Technologieübersicht kann von einer Lebensdauer von rd. 40 Jahren für
Erdkabel in der Höchstspannung ausgegangen werden.
Daher ist der Aussage, das 525 kV VPE-Kabel von ABB habe eine Betriebsdauer von 70 Jahren,
mit deutlicher Skepsis entgegenzutreten.
Wie bereits erwähnt, ist eher den Aussagen der DENA mit deutlicher Skepsis entgegenzutreten.
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Ausgehend von einem typischen bereits heute eingesetzten Freileitungsseil (4er-Bündel
Aluminium, Querschnitt 4x 565 mm²)…
Das Seil 565-AL1/72-ST1A (www.moseroth.com) ist mit 2.123 kg/km mehr als doppelt so schwer
(2,13 fach) wie das übliche 264-AL1/34-St1A Seil mit 994,4 kg/km (http://www.suedkabel.de),
was erhebliche Konsequenzen hat auf:
1. Seildurchhang
2. Mastabstand
3. Masthöhe
4. Mastkonstruktion
5. Aufhängung
6. Kosten und
7. Landschaftsbild
Kosten, Mastabstand und Masthöhe sind zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht genau zu ermitteln.
Tennet geht von 300 bis 400 m Mastabstand und 70 m Masthöhen aus.
Mit dem schweren Seil im Viererbündel sind eher 300 m Mastabstand realistisch. Ausgehend von
700 km Systemlänge ergeben sich damit folgende Stückzahlen:
1.750 Masten bei 400 m Abstand
2.333 Masten bei 300 m Abstand ein Delta von 583 Masten
…und einem typischen Erdkabel (2-Leiter Kupfer, Querschnitt 2x2000 mm²)….
Für die HGÜ-Gleichstromkabel im Landkabelbereich sind deutlich billigere Aluminiumkabel völlig
ausreichend. Die Offshore Landkabelanbindungen sind bereits mit Alukabeln realisiert. Die
Transportkosten sind auch günstiger. 2.000 mm² Alukabel wiegt 18 kg/m, Kupferkabel dagegen
30 kg/m. Mit Aluminiumkabeln ergeben sich größere Längen pro Kabeltrommel, in der Folge
weniger Muffen und deutlich geringere Herstellungs- und Transportkosten.
…werden bei einer jahresdurchschnittlichen Belastung von beispielsweise ca. 70% der 2 GW
Übertragungsleistung 1,4 GW übertragen.
Freileitungen werden im Mittel zu 30% ausgelastet (H.Deitermann, Tennet, am 24.09.13 in
Heide)
Der 2 GW Südlink soll ein Kernkraftwerk ersetzen und Offshore Windenergie übertragen.
Offshore Anlagen haben 4.000 Volllaststunden, Kernkraftwerke 8.000 Volllaststunden.
Damit das wieder zusammenpasst, soll der 623 km lange 1.400 MW Nordlink eingebunden
werden, der das Delta mit Wasserkraft aus 4 Wasserkraftwerken des Sira Flusses bei Tonstad
ausfüllen soll. Insgesamt steht dort 1.110 MW Kraftwerksleistung zur Verfügung.
Die Übertragungsverluste betragen 186 MW bei Ausführung des Südlinks als 1,5 GW Erdkabel.
Wird der Südlink als 2 GW Freileitung ausgeführt, betragen die Übertragungsverluste 233 MW.
Eine Verlustdifferenz von 47 MW zu Lasten der Freileitungskonzeption.
10
Unter der Annahme, dass die jeweilige maximale Leitertemperatur ausgenutzt wird, ergibt sich
bei einer Betriebsspannung von +/- 500 kV und einer Länge von 600 km für die Freileitung unter
Berücksichtigung der spezifischen Materialeigenschaften eine Verlustleistung von 35 MW und für
das Kabel von 13 MW. (Differenz: 22 MW, s. dazu auch Blatt 12 Mitte)
Wir rechnen den Südlink von Wilster bis Grafenrheinfeld mit 700 km Länge, allein die
Strassenlänge beträgt schon 587 km.
Daraus ergeben sich dann für eine zu 70% ausgelastete 2 GW Freileitung Verluste ohne
Umrichter von 41 MW und für das 1,5 GW Erdkabel 24 MW. Ein Delta von 17 MW zugunsten der
Vollverkabelung.
Der Südlink ist allerdings mit 2 Systemen und den Umrichterverlusten in Volllast auszulegen.
Die nachstehende Abbildung vergleicht daher zunächst die Volllastverluste eines 700 km langen
4 GW Südlink mit dem Seiltyp 264-AL1/34-St1A aus dem Desertec Projekt im Viererbündel mit
einer 3 GW Vollverkabelung:
11
Legt man den deutlich schwereren Seiltyp 565-AL1/72-St1A zugrunde ergibt sich folgendes Bild:
Von 4.000 MW installierter Leistung der Freileitungsausführung stehen in Grafenrheinfeld
demzufolge nur 4.000 MW – 259 MW = 3.741 MW zur Verfügung.
Bei der Vollverkabelung, mit deutlich geringerer installierter Leistung von 3.000 MW, stehen
2.836 MW zur Verfügung, ein Delta von 906 MW, dem allerdings deutlich höhere
Umrichterkosten entgegenstehen.
Wir kalkulieren einen 1 GW Umrichter mit 80 Mio. €, was sich aus einer Siemens
Pressemitteilung zur Pyrenäenquerung vom 12.01.2011 ableiten lässt. Auch die Leibniz
Universität Hannover ist von dieser Überlegung ausgegangen.
http://www.gbv.de/dms/clausthal/E_BOOKS/2012/2012EB137.pdf
Für den 1,5 GW Konverter der Vollverkabelung ist demzufolge mit ca. 120 Mio. € zu rechnen, für
den 2 GW Konverter mit 160 Mio.€.
Bei den erforderlichen 4 Konvertern des Südlinks ergibt sich demzufolge eine Differenz von 640
zu 480 Mio. €, ein Delta von 160 Mio. € zu Lasten der Freileitungslösung mit 2 x 2 GW statt 2 x
1,5 GW.
Vermeidbare Kosten, weil das zu substituierende Kernkraftwerk Grafenrheinfeld nur eine
installierte Leistung von 1,3 GW hat.
Die Auslegung des Südlinks auf 2 GW pro System ist daher nur im Hinblick auf den jährlich
erzielbaren Leistungspreis von: 2.000.000 kW x 33,27 € = 66.540.000 € zu erklären.
Bei einer Übertragungsleistung von 1,5 GW sind über den Leistungspreis nur 49.905.000 € zu
erzielen. Eine Differenz von 16,6 Mio. € pro Jahr.
www.tennet.eu/de/kunden/netzentgelte/preisblaetter-fuer-die-netznutzung//entgelt-fuer-die-netznutzungjahresleistungspreissystem.html
Im Weiteren gehen wir von einer üblichen Auslastung von 50% aus. Unter Berücksichtigung des
565–er Seiltyps beträgt die Verlustdifferenz immerhin noch 36 MW zu Lasten der
Freileitungslösung was hauptsächlich dem konstanten Umrichteranteil zuzurechnen ist.
Bewertet mit einem beispielhaften Großhandelspreis von 40 €/MWh ergibt sich somit für die 80
Jahre Lebensdauer einer Freileitung eine Einsparung durch das Kabel von 0,6 Mrd. € gegenüber
der Freileitung.
Die Berechnung stimmt, allerdings sind fast alle Annahmen falsch:
 600 km Trassenlänge
(Infranetz, 700 km)
 Nur ein System 2 GW
(Infranetz, 2 Systeme zu 1,5 GW)
 Verlustdifferenz 22 MW s. S. 11 oben
(Infranetz, 55 MW s. nachstehende Abb..)
 70% Auslastung
 Ohne Umrichterverluste
(Infranetz, mit Umrichterverlusten)
Die Umrichter könnte man ausblenden, wenn bei beiden Systemen die gleiche installierte
Leistung zugrunde gelegt würde. Das ist aber nicht so. Der geplante Südlink als Freileitung hat
eine installierte Leistung von 4 GW, das Infranetz System kommt mit 3 GW aus, was nicht nur bei
den bereits erwähnten Umrichterkosten sondern auch in den Verlustbetrachtungen eine große
Rolle spielt. Daraus ergibt sich dann folgendes Bild:
12
Eine Kostenbetrachtung im Energiesektor für die nächsten 80 Jahre ist angesichts der aktuellen
Entwicklung zwar höchst fragwürdig, wir stellen uns aber dem Gedankenansatz, schon um ihn
richtig zu stellen.
Die 80 Jahres Berechnung ergibt dann statt 0,7 Mrd. €:
55 MW x 8.760 Std x 80 Jahre x 40 €/MWh = 1,542 Mrd. € zugunsten der Vollverkabelung
Da die Betriebskosten der Kabel als etwa 2,5 (3) mal geringer angegeben werden als die der
Freileitung (2.300 €/km*a)…
Erdkabel 1.000 €/km*a gegenüber 3.000 €/km*a für die Freileitung lt. Referat 104 der
Niedersächsischen Staatskanzlei Hannover, Oktober 2007, Kapitel 1.3 und 2.3
…erhöhen sich in diesem Beispiel die Einsparungen auf 0,7 Mrd. €.
Betriebskosten:
Erdkabel:
1.000 €/km x 700 km x 80 Jahre = 56 Mio. €
Freileitung: 3.000 €/km x 700 km x 80 Jahre = 168 Mio. €
Die Differenz beträgt: 112 Mio. € bzw. 0,112 Mrd. €
Fazit: Die Einsparung durch das Erdkabelsystem belaufen sich in 80 Jahren damit nicht auf 0,7
Mrd. € sondern auf: 1,542 Mrd. € + 0,112 Mrd. € = 1,654 Mrd. €.
Ausgehend von 1,4 Mio. €/km Investitionskosten für die Freileitung…Das wären 980 Mio. € für
ein 700 km langes Freileitungssystem.
Die BMU-Studie aus 2011 rechnet allerdings mit 2,5 Mio. €/km für Freileitungen mit
Teilverkabelungen, ohne Nebenkosten und ohne Umrichter.
Das ergibt dann für das 700 km lange System 1.750 Mio. €
Die relativen Kosten der Infranetz Vollverkabelung betragen bei einem Invest von 1.766 Mio. €
ca. 2,52 Mio. €/km
…und geschätzten 3-fachen Kosten… Das würde dann 980 Mio. € x 3 = 2.940 Mio. €
entsprechen.
Nach Infranetz sind es jedoch nur 1.766 Mio. € das 1,8-fache von 980 Mio. €, was in etwa den
Berechnungen der Leibniz UNI Hannover entspricht:
Diese Berechnung der UNI enthält aber noch keine Nebenkosten der Freileitung, wie sie in
untenstehender Tabelle aufgelistet sind.
…für das Erdkabel (welches in dem Betrachtungszeitraum von 80 Jahren einmal ausgetauscht
werden muss)…
Hier wird unterschlagen, dass die Freileitungsmasten nach 40 Jahren neu zu beschichten sind
und die Seile bei monatelanger Abschaltung komplett ausgetauscht werden.
Die technische Lebensdauer von Erdkabel wurde 2005 von Prof. Noack, TU-Ilmenau auf >> 40
Jahre geschätzt, nach Herstellerangaben auf 70 Jahre)
…ergeben sich bei einer Vollverkabelung von 600 km Länge Investitionsmehrkosten von 4,2 Mrd.
€, (wo kommt der Wert her?) die durch die oben ermittelten Einsparungen von 0,7 Mrd. € nur zu
einem Bruchteil kompensiert würden. Die Rechnung mit 4,2 Mrd. € ist falsch: 1,4 Mio. €/km x 600
km = 840 Mio. € x 3 = 2,52 Mrd. € Mehrkosten wäre für 600 km richtig. Zudem betragen die
Einsparungen durch das Kabel wie bereits oben dargelegt in 80 Jahren nicht 0,7 Mrd. € sondern
ca. 1,654 Mrd. €.
13
Infranetz rechnet bei einer Trassenlänge von 700 km ohne Umrichter mit Minderkosten von 330
Mio. € hauptsächlich durch Nebenkosten, die bei der Vollverkabelung nicht anfallen. Ein Delta
von 330 Mio. €. Hier die Übersicht:
Mit 4 Umrichtern zu 1,5 GW statt 2 GW belaufen sich die Minderkosten auf:
330 Mio. € + 160 Mio. € für die Umrichterdifferenz = 490 Mio. €.
Nach Angaben von TenneT (siehe Erläuterungsbericht in den Antragsunterlagen S.25) wird die
Trassenbreite für ein 2 GW-Kabelsystem (hier Leitung Wilster-Grafenrheinfeld) auf ca. 15-20m
geschätzt. Bei einer Übertragung von 4 GW würde sich nach diesen Angaben die Trassenbreite
entsprechend auf bis zu 40 m erhöhen.
Nachstehende Abbildung einer 8 GW Teilverkabelungsstrecke mit 30 m Trassenbreite haben wir
einer Tennet Zeichnung mit der Überschrift „bedarfsgerechte Auslegung einer 8 GW
Teilverkabelungsstrecke“ entnommen:
Die abschreckende Wirkung dieser Konstruktion ist dabei möglicherweise Zielsetzung.
Die Notwendigkeit einer Trogtiefe von 3,6 m mit entsprechend aufwendiger Wasserhaltung und
108 m³ Aushub pro Meter erschließt sich nicht. Ebenso ist die Kabeltiefe von 2,2 m ohne
Praxisbezug. Die Kabelabstände von 6 m sind mit der bereits oben dargelegten Leitungsverlusten von 17 bzw. 74 Watt pro Meter schlichtweg nicht zu begründen. Bei 2,5 m
Kabelabstand heben sich auch die Magnetfelder nicht auf. Die metallischen Rückleiter sind
zudem überflüssig.
Das Infranetz System benötigt dagegen nur 70 cm pro 1,5 GW und kommt
auch ohne metallische Rückleiter aus..
14
Gewässer und andere Raumhindernisse wie Bahnlinien, Straßen, Artefakte, etc. werden mit
Horizontalbohrungen unterfahren. Das System ist in der Trassenführung derart flexibel, das
Blockierer leicht umgangen werden. Enteignungen sind daher systembedingt vermeidbar.
Metallischer Rückleiter: Der metallische Rückleiter, MR oder auch Nulleiter genannt, soll bei
Ausfall einer Ader wenigstens die halbe Leistung weiterführen. Wie bereits eingangs erwähnt,
kann auf den metallischen Rückleiter wie bei Seekabeln verzichtet werden.
Bei der Reparatur einer beschädigten Ader wird das benachbarte System von der üblichen 50 %
Teillast in Richtung Volllast hochgefahren, bis die Reparatur beendet ist (n-1).
Der MR darf schon aus arbeitsschutzrechtlichen Gründen nicht zum Einsatz kommen, weil in der
Nähe spannungsführender Systeme nicht gearbeitet werden darf, was besonders bei den eng
nebeneinander liegenden See- und Landkabeln der Fall ist.
Bei der Freileitung müssen im Reparaturfall sogar beide Systeme abgeschaltet werden um die
Monteure nicht zu gefährden. Der MR ist demzufolge überflüssig, weil er nicht zum Einsatz
kommen darf.
ABB kommuniziert, dass mit ihrem neuen 525-kV-Kabel nur noch 1 Kabelsystem mit zwei Leitern
pro Trasse erforderlich sei. Sofern der Einsatz eines solchen Kabels möglich wäre (siehe Frage
1), könnte die Trassenbreite deutlich verringert werden. (eben)
7. Welche öffentlichen, ökologischen und wirtschaftlichen Belange müssen in diesem
Verfahren bei der Festlegung des Trassenkorridors berücksichtigt werden? Anhand
welcher Kriterien ist von TenneT der großräumige Trassenkorridor Mitte-West ausgewählt
worden? Anhand welcher Kriterien sind die anderen Trassenkorridore ausgeschieden?
Bei der Ermittlung des Vorschlagstrassenkorridors hat TenneT eine Raumwiderstandsanalyse
durchgeführt. Grundsätzlich werden bei der Planung des Trassenkorridors die aktuellen oder
geplanten Nutzungen ermittelt, die einem Leitungsbau entgegenstehen könnten. Zu solchen
Raumwiderständen gehören beispielsweise Siedlungsflächen und Naturschutzgebiete.
Außerdem prüft der Vorhabenträger, ob und welche Möglichkeiten zur Bündelung der geplanten
Leitung mit vorhandenen Infrastrukturen bestehen. Neben der Meidung von Gebieten mit hohen
Raumwiderständen und der Nutzung von Bündelungspotentialen kann der Vorhabenträger auch
andere Planungsgrundsätze wie eine möglichst geradlinige und direkte Verbindung der
Netzverknüpfungspunkte heranziehen. Die allgemeine Vorgehensweise kann dem Musterantrag
der Übertragungsnetzbetreiber entnommen werden:
http://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/pdf/NABEG_Musterantrag_Teil1.pdf
TenneT hat am 12. Dezember 2014 den Antrag auf Bundesfachplanung bei der Bundesnetzagentur eingereicht. Derzeit wird die Vollständigkeit des Antrages geprüft. Die eingereichten
Unterlagen können auf der Internetseite von TenneT unter folgendem Link eingesehen werden:
http://suedlink.tennet.eu/bundesfachplanung/antrag-6.html
Auch wenn es für eine detaillierte Bewertung der Antragsunterlagen zu diesem Zeitpunkt noch zu
früh ist, sieht auch die Bundesnetzagentur Überarbeitungsbedarf der Antragsunterlagen. So ist
beispielsweise der Ausschluss großräumiger Trassenalternativen derzeit noch nicht vollständig
durch die Behörde bewertbar.
Bei der am Ende des Bundesfachplanungsverfahrens durch die Bundesnetzagentur zu
entscheidenden Festlegung des Trassenkorridors handelt es sich um eine sogenannte
Abwägungsentscheidung.
Die Prüfung beinhaltet eine Abwägung zwischen den für den Trassenkorridor sprechenden
Belangen und denjenigen Belangen, die dem Trassenkorridor entgegenstehen. Ziel der
Abwägungsentscheidung ist, eine angemessene Lösung zu erreichen. Die zu berücksichtigenden
Belange werden regelmäßig bereits im Rahmen der Raumverträglichkeitsprüfung sowie der
Strategischen Umweltprüfung berücksichtigt.
Das heißt, dass einerseits räumliche Konflikte (z.B. Siedlungsbereiche) sowie andererseits
Umweltbelange (z.B. Schutz von Natur und Landschaft) betrachtet werden.
Die als planungserheblich erkannten und zusammengestellten Belange sind zu bewerten. Sie
sind miteinander abzuwägen, indem sie zueinander in Beziehung gesetzt werden.
Es lässt sich nicht allgemein im Vorfeld beantworten, wie sich die einzelnen Belange in der
Entscheidung niederschlagen.
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Klar ist aber, dass sogenannte strikt bindende rechtliche Vorgaben, wie zum Beispiel die
Einhaltung von Grenzwerten aus der Bundesimmisionsschutzverordnung, zwingend zu beachten
sind und die Entscheidung einer gerichtlichen Überprüfung stand halten muss.
Auch die FFH-Richtlinie, die EU-Vogelschutzrichtlinie und das Bundesnaturschutzgesetz stellen
rechtlich bindende Vorgaben dar.
Der ehemalige Bundeswirtschaftsminister Rösler hat das erkannt und in 2013 versucht, das
Gesetz für Freileitungen aufzuweichen.
Nach dem Bundesnaturschutzgesetz sind Freileitungen allerdings nicht genehmigungsfähig, weil
sie erhebliche und insbesondere dauerhafte Auswirkungen haben. Ausnahmen sind an eine
strenge Voraussetzung geknüpft:
Zumutbare Alternativen dürfen nicht ersichtlich sein.
Die Vollverkabelung ist nicht nur eine zumutbare Alternative, sie kann auch den Netzausbau im
Sinne des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes rechtssicher beschleunigen.
Freileitungen sind dagegen unzumutbar und in doppelter Hinsicht beklagenswert.
Zum Abschluss noch ein Zitat aus der WELT vom 06.02.14:
„…alle 50 bis 80 m müssen oberirdisch Häuschen stehen, die den Zugang zu den sog. Muffen
garantieren…“
http://www.welt.de/politik/deutschland/article124593298/Die-zehn-wichtigsten-Antworten-zurStromtrasse.html
Frage: Von wem bekommt die Presse solche Informationen?
Ingo Rennert
Infranetz AG,
Müden/Aller
10.02.15
16
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