Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich

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1 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich

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3 Februar 2009 Referenz: Datum: Erstellt durch: Nord Stream AG

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5 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 5 Inhaltsverzeichnis 1 Einführung und Übersicht 7 2 Antragsteller und Betreiber Kurzbeschreibung Anteilseigner der Nord Stream AG Zusammenfassung der Kompetenzen in Nord Stream Beschreibung des Nord Stream Projekts Trassenverlauf Technische Kurzbeschreibung Rechtliche Grundlagen für Planung, Errichtung und Betrieb der Nord Stream Pipeline Völkerrechtliche Vereinbarungen EU-Richtlinien und Verordnungen Bundesgesetze und andere maßgebliche Regelwerke Landesrechtliche Regelungen Mecklenburg-Vorpommern Normen und Regelwerke für die Planung, Erstellung, Überwachung, Dokumentation (auszugsweise) Erforderliche Zulassungen und Zulassungsverfahren Erforderliche Zulassungen und räumliche Abgrenzung der Zulassungsverfahren Zulassungsverfahren Planfeststellungsverfahren nach 43 EnWG Bergrechtliches Genehmigungsverfahren nach 133 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 BBergG Begründung des Antrags auf sofortige Vollziehbarkeit der Genehmigung nach 133 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 BBergG Zusammenfassung der geprüften Trassenalternativen und alternativen Bauausführungen Trassenalternativen in Deutschland: Ermittlung der Vorzugsvariante Großräumige Trassenalternativen Mittelräumige Trassenalternative Usedom Trasse...112

6 6 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 6.4 Kleinräumige Trassenalternativen der bevorzugten mittelräumigen Trassenalternative Greifswalder Bodden Technische alternative Bauausführungen für den Greifswalder Bodden Zusammenfassung der Ergebnisse der Umweltgutachten Umweltverträglichkeitsstudie (UVS) FFH-Verträglichkeitsstudie (FFH-VS) Landschaftspflegerischer Begleitplan (LBP) einschließlich des Antrages auf Ausnahmegenehmigung vom gesetzlichen Biotopschutz nach 20 (3) LNatSchG M-V Spezielle Artenschutzrechtliche Prüfung (sap) Übersicht der Anlagen 175

7 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 7 1 Einführung und Übersicht Die Nord Stream AG (nachfolgend Nord Stream) plant den Bau einer Erdgaspipeline, die aus zwei parallelen Leitungen besteht und durch die Ostsee führt. Die rund km lange Pipeline verläuft von einer geplanten Übergabestation in der Nähe von Vyborg in Russland zur geplanten Ergasempfangsanlage bei Lubmin in Deutschland und wird so die weltweit größten Erdgasreserven mit dem europäischen Erdgastransportnetz verbinden. Nord Stream wird Bauherr und Betreiber der Pipeline sein. Die erste der zwei Leitungen des Nord Stream Projektes soll Ende 2011 fertig gestellt sein und wird eine Transportkapazität von rund 27,5 Mrd. m 3 Erdgas pro Jahr bereitstellen. In der zweiten Projektphase wird diese Transportkapazität durch eine zweite, parallel verlaufende Leitung auf ungefähr 55 Mrd. m 3 pro Jahr verdoppelt. Die Fertigstellung dieser zweiten Leitung ist für 2012 geplant. Durch die Nord Stream Pipeline wird Erdgas nach Deutschland transportiert werden, von wo aus es nach Dänemark, Niederlande, Belgien, Großbritannien, Frankreich, Polen, Tschechien und in andere Länder weitergeleitet werden kann. Bei Lubmin erfolgt die Übergabe des Erdgases an die von der WINGAS GmbH & Co. KG (im Folgenden WINGAS ), beauftragt durch die OPAL NEL TRANSPORT GmbH und die E.ON Ruhrgas AG (im Folgenden E.ON Ruhrgas ), geplante Erdgas- Empfangsanlage. Die Nord Stream Pipeline endet auf deutscher Seite an diesem Übergabeterminal, das den Übergabepunkt zu den geplanten landseitigen Erdgastransportleitungen OPAL und NEL darstellt. Die Erdgas-Empfangsanlage ist Bestandteil eines eigenständigen Planfeststellungsverfahrens der WINGAS und der E.ON Ruhrgas. Der Bau der Nord Stream Pipeline erfolgt im Kontext einer steigenden Erdgasnachfrage der EU und eines dadurch begründeten Bedarfs an neuen Transportwegen. Mittels der Nord Stream Pipeline kann etwa ein Viertel des zukünftig benötigten Erdgasbedarfs in die EU geliefert werden. Die Nord Stream Pipeline stellt somit einen dringend erforderlichen zusätzlichen Erdgastransportweg dar, der sich in die Vielzahl von Projekten eingliedert, die zur effektiven Sicherung der Erdgasversorgung der EU geplant sind. Im Jahr 2000 hat die Europäische Kommission die Nordeuropäische Gasfernleitung durch die Ostsee als Teil des Transeuropäischen Energienetzwerks (TEN-E) anerkannt. Im September 2006 hat die Europäische Kommission die

8 8 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich Nordeuropäische Gasfernleitung erneut als eines der Vorhaben höchster Priorität sowie von gesamteuropäischem Interesse ermittelt und den TEN-E Status bestätigt. 1 Gegenstand der vorliegenden Anträge ist lediglich der deutsche Trassenabschnitt im Bereich der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ), des deutschen Küstenmeeres sowie im Anlandungsbereich der Pipeline in Deutschland. Für die Trassenabschnitte jenseits der deutschen AWZ sind Zulassungsverfahren nach den Jurisdiktionen der jeweils dafür zuständigen Ostseeanrainerstaaten erforderlich. 1 Entscheidung Nr. 1364/2006/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 6. September 2006 zur Festlegung von Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze und zur Aufhebung der Entscheidung 96/391/EG und der Entscheidung Nr. 1229/2003/EG, ABl. EG 2006 Nr. L 262, S. 1

9 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 9 2 Antragsteller und Betreiber 2.1 Kurzbeschreibung Firmenbezeichnung: Nord Stream AG Grafenauweg Zug Schweiz Bearbeitung von Rückfragen: Herr Dr. Dirk von Ameln Tel.: Fax: dirk.vonameln@nord-stream.com Im September 2005 trafen die Unternehmen OAO Gazprom (im Folgenden Gazprom ), die BASF AG (heute BASF SE, im Folgenden BASF ) sowie die E.ON Ruhrgas eine Vereinbarung zur gemeinsamen Übernahme der Gesamtverantwortung für Planung, Bau und Betrieb eines neuen Upstream-Pipelinesystems. Basierend auf der gemeinschaftlichen Absicht dieser drei Unternehmen wurde im November 2005 die North European Gas Pipeline Company gegründet, die im Oktober 2006 zur Nord Stream AG (im Folgenden Nord Stream ) umfirmiert wurde. Gazprom hält einen 51%-Anteil an dem Gemeinschaftsprojekt. Jede der Gesellschaften BASF (mittelbar über ihre 100-prozentige Tochter Wintershall Holding AG, im Folgenden Wintershall ) und E.ON AG (mittelbar über ihre 100-prozentige Tochter E.ON Ruhrgas) hält einen 20%-Anteil. Die Gasunie Infrastruktur AG (im Folgenden Gasunie ), eine 100-prozentige Tochter der niederländischen N.V. Nederlandse Gasunie hält einen 9%-Anteil. Die Anteilseigner sind mit direkten Beteiligungen multinational aufgestellt, was den europäischen Charakter des Projekts unterstreicht. Der Hauptsitz der Nord Stream AG ist in Zug in der Schweiz.

10 10 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 2.2 Anteilseigner der Nord Stream AG Die Struktur der Nord Stream AG garantiert die effiziente und erfolgreiche Durchführung des Projekts. Die Zuverlässigkeit und Kompetenz der Projektumsetzung wird durch die Anteilseigner Gazprom, Wintershall, E.ON Ruhrgas und Gasunie (siehe Abbildung 2.1) garantiert. Diese Gesellschaften verfügen über langjährige Erfahrung, insbesondere im Bereich der Exploration, der Produktion, des Transports und der Vermarktung von Erdgas, die sie in die Nord Stream AG und das Nord Stream Projekt einbringen. Im Folgenden wird auf die einzelnen Anteilseigner und ihre spezifischen projektrelevanten Kompetenzen eingegangen. 20% 51% 20% 9% Nord Stream AG AUFSICHTSGREMIUM Aktionärsausschuss MANAGEMENT EBENE Geschäftsführer Technischer Direktor Kaufmännischer Direktor Finanzdirektor Abbildung 2.1: Die Organisation der Nord Stream AG Gazprom Gazprom ist der weltweit größte Produzent von Erdgas. Als Unternehmen ist Gazprom an der Moskauer Börse notiert und befindet sich zu 50,002% in Besitz des russischen Staates. Das deutsche Energieunternehmen E.ON Ruhrgas hält 6,4% der Anteile an Gazprom. Im Jahr 2006 beschäftigte das Unternehmen etwa Mitarbeiter weltweit, wobei aktuell mit 65% ein Großteil im Bereich der Erdgasproduktion tätig ist.

11 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 11 Mit 44,650 Mrd. m 3 besitzt Russland 25,2% der derzeit weltweit bekannten Erdgasreserven 2, so dass es sich bei diesen um die international größten bestätigten Vorkommen in einem einzelnen Staatsgebiet handelt. Davon entfallen 60% in den Besitz von Gazprom, was etwa 15% der weltweit bestätigten Erdgasreserven entspricht. Die von Gazprom im Jahre 2006 gelieferte Erdgasmenge betrug 556 Mrd. m 3. International verfügt Gazprom über das größte Netz an Pipelines zum Transport von Erdgas mit einer Gesamtlänge von ca km. National ist Gazprom unter Einbeziehung seiner Tochtergesellschaften für den Betrieb von ca km des russischen Erdgastransport- und -verteilernetzes verantwortlich. Infolgedessen kann Gazprom auf ausgeprägte Kompetenzen betreffend den Betrieb von Erdgas- Leitungsnetzen sowie zudem im Bereich der kontinuierlichen Optimierung von Pipelinenetzen im allgemeinen verweisen. Ein weiteres Tätigkeitsfeld von Gazprom ist die Planung sowie der Bau von Erdgas- Pipelines. Neben Erfahrungen im Bau von Überland-Pipelines auf dem russischen Festland (onshore) verfügt Gazprom im Bau von Offshore-Pipelines über Kompetenzen, welche eine besondere Relevanz für das Nord Stream Projekt entfalten. Im Jahr 2005 wurde die Blue Stream Pipeline, ein Gemeinschaftsprojekt von Gazprom und Eni S.p.A., einer italienischen multinationalen Öl- und Erdgasgesellschaft mit einer staatlichen Beteiligung von 30%, offiziell eingeweiht. Die Pipeline verläuft vom russischen Izobilnoje bis in das türkische Ankara, wobei ein 386 km langer Teil der Gesamtstrecke durch das Schwarze Meer verläuft. Dieser Offshore-Abschnitt ist kürzer, jedoch technisch nicht minder anspruchsvoll als die Trasse der Nord Stream Pipeline. Die Verlegetiefe der Blue Stream Pipeline beträgt mit bis zu m ein Vielfaches der maximalen Verlegetiefe der Nord Stream Pipeline, die ihre tiefste Stelle bei etwa 210 m hat. Zusätzlich stellte ein hoher Anteil an Schwefelwasserstoff im Schwarzen Meer besondere Anforderungen an die Konstruktion und Materialbeschaffenheit der Blue Stream Pipeline. Während dieses und anderer Vorhaben hat Gazprom besondere Offshore-Kompetenzen erworben, die dem Nord Stream Pipelineprojekt in Anbetracht der spezifischen Umstände und Herausforderungen durch die Umweltbedingungen der Ostsee zu Gute kommen werden. 2 BP Statistical Review of World Energy Juni 2008, S.22.

12 12 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich E.ON Ruhrgas Die E.ON Ruhrgas ist eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der E.ON AG und für deren Erdgasgeschäft in Deutschland und Europa verantwortlich. Das Unternehmen mit Hauptsitz in Essen ist seit etwa 80 Jahren auf dem Heizgasmarkt und seit etwa 45 Jahren auf dem Erdgasmarkt tätig. E.ON Ruhrgas ist der größte Erdgaslieferant Deutschlands und gehört zu den führenden Erdgasgesellschaften in Europa. E.ON Ruhrgas beschäftigte im Jahr 2006 etwa Mitarbeiter weltweit und lieferte 62 Mrd. m 3 Erdgas. Mit der Erfahrung als Bauherr und Betreiber eines Fernleitungsnetzes verfügt E.ON Ruhrgas über umfassende und einschlägige Erfahrungen. E.ON Ruhrgas hat durch die Beteiligungen an bedeutenden europäischen Offshore- Pipelines in der Nordsee die Interconnector-UK-Pipeline (IUK) zwischen Großbritannien und Belgien, die Balgzand-Bacton-Pipeline (BBL) zwischen Großbritannien und den nördlichen Niederlanden sowie die Seal-Offshore-Pipeline von Elgin/Franklin in der mittleren Nordsee nach Bacton Kompetenzen aufgebaut, die für das Nord Stream Projekt besonders relevant sind Wintershall Die Wintershall Holding AG (Wintershall) ist eine 100-prozentige Tochter der BASF SE. Wintershall ist seit mehr als 75 Jahren in verschiedenen Weltregionen (heute in Europa, Nordafrika, Südamerika, Russland und am kaspischen Meer) in der Exploration und Gewinnung von Erdöl und Erdgas tätig. Mehr als 60% des insgesamt von Wintershall geförderten Erdgases und Erdöls wird in Lagerstätten produziert/anhand von Produktionsstandorten gewonnen, bei denen das Unternehmen selbst als Betreiber agiert. Während der Erdgasgewinnung in der niederländischen Nordsee erwarb Wintershall weitreichende Kompetenzen im Bereich der Offshore-Pipelinetechnik. Das Erdgashandelsgeschäft, das die Wintershall über die WINGAS mit ihrem russischen Partner Gazprom betreibt, ist neben der Exploration und Produktion das zweite Arbeitsgebiet der Wintershall. Seit 1993 ist die WINGAS in der Erdgasversorgung tätig und liefert Erdgas an öffentliche Versorgungsunternehmen, regionale Erdgasversorger, Industriebetriebe und Kraftwerke in Deutschland und im europäischen Ausland. Das neugebaute Erdgasnetzwerk der WINGAS TRANSPORT GmbH & Co. KG, das inzwischen mehr als km lang ist, wird sowohl durch

13 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 13 WINGAS als auch durch Dritte genutzt. Im Jahre 2006 hat die WINGAS 23 Mrd. m 3 Erdgas an ihre Kunden geliefert N.V. Nederlandse Gasunie Alleiniger Anteilseigner der niederländischen N.V. Nederlandse Gasunie ist das Königreich der Niederlande. Der Hauptsitz des Unternehmens befindet sich in Groningen. Die Gasunie verfügt über eine mehr als 40-jährige Erfahrung im Bau und Betrieb von Erdgaspipelines. Das Unternehmen ist auf Infrastrukturprojekte im Bereich der Erdgasversorgung spezialisiert, wobei sich die Hauptgeschäftsfelder des Unternehmens auf folgende Gebiete erstrecken: Management, Betrieb und Entwicklung des nationalen Transportnetzes; dessen Bau und Instandhaltung sowie internationale Projektbeteiligungen. Im Jahr 2006 beschäftigte das Unternehmen etwa Mitarbeiter und transportierte 96 Mrd. m 3 Erdgas. Gasunie war verantwortlich für den Bau der im Dezember 2006 fertig gestellten BBL-Pipeline. Gasunie hält mittelbar 60% der Anteile an der Projekt- und Betreibergesellschaft BBL Company. In dieser Kapazität ist Gasunie in erster Linie für den Betrieb und die Instandhaltung der BBL-Pipeline verantwortlich, die über eine Länge von 230 km durch die Nordsee führt und Balgzand (Niederlande) mit Bacton (Vereinigtes Königreich) verbindet. 2.3 Zusammenfassung der Kompetenzen in Nord Stream Zusätzlich zu einigen ehemaligen Mitarbeitern der oben genannten Anteilseigner beschäftigt die Nord Stream AG erfahrene internationale Experten aus 17 Ländern. Nord Stream arbeitet außerdem mit führenden europäische Beratern aus den Bereichen Umwelt, Technologie und Finanzwesen zusammen. In internationalen Ausschreibungen wurden Auftragnehmer mit langjähriger Erfahrung für einzelne Aufgabenbereiche ausgewählt. Auch die Auftragnehmerstruktur verdeutlicht den europäischen Charakter des Projekts. Im Bereich der Umweltverträglichkeitsprüfung und Zulassung wurde beispielsweise das dänische Unternehmen Rambøll, im Bereich der Ingenieurdienstleistungen das italienische Unternehmen S.E.S. ausgewählt. Die Projektzertifizierung wird von der unabhängigen Stiftung DNV (Det Norske Veritas) mit Sitz in Oslo vorgenommen. Das schwedische Unternehmen Marin Mätteknik AB (MMT) führt Munitionsuntersuchungen auf der geplanten Pipelinetrasse durch. Weitere Umwelt- und Feldstudien werden von

14 14 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich international bekannten Unternehmen wie Geological Survey of Sweden (SGU), PeterGaz/Russland, dem Finnish Institute of Marine Research, DHI/Dänemark, Fugro OSAE/Deutschland und dem Institut für angewandte Ökologie (IfAÖ)/Deutschland ausgeführt. In Deutschland unterstützte das Ingenieurbüro IMPaC Offshore Engineering die Erstellung der Antragsunterlagen. Die Rohre der ersten Pipeline werden zu 75% von dem deutschen Unternehmen Europipe und zu 25% von dem russischen Unternehmen United Metallurgical Company (OMK) geliefert. Ende Juni 2008 wurde zudem ein Vertrag über die Verlegung der Nord Stream Gaspipeline mit dem in London ansässigen Unternehmen Saipem unterschrieben.

15 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 15 3 Beschreibung des Nord Stream Projekts 3.1 Trassenverlauf Trassenverlauf außerhalb des deutschen Zuständigkeitsbereichs Die rund km lange Nord Stream Pipeline mit einer Nennweite von 2 x 48" (DN 1200) beginnt in Vyborg nordwestlich von Sankt Petersburg in Russland und endet nahe Lubmin östlich von Greifswald. Von Vyborg verläuft die Trasse westwärts durch den Golf von Finnland annähernd parallel zur Grenze der AWZ zwischen Finnland und Estland, schwenkt dann südwärts und tritt in die AWZ von Schweden ein. Innerhalb der schwedischen AWZ verläuft die Nord Stream Pipeline östlich der schwedischen Insel Gotland und mit einem Abstand parallel zur Grenze der lettischen AWZ. Sie schwenkt dann in südwestliche Richtung und verläuft südlich der dänischen Insel Bornholm. Schließlich schwenkt die Leitung in Richtung Südsüdwest und kreuzt die Grenze der AWZ zwischen Dänemark und Deutschland südöstlich des Adlergrunds. In Abbildung 3.1 sind die Trasse der Nord Stream Pipeline als blaue Linie und die Grenzen der einzelnen Außenwirtschaftszonen als rote Linien dargestellt. Abbildung 3.1 : Trasse der Nord Stream Pipeline durch die Ostsee

16 16 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich Trassenverlauf innerhalb des deutschen Zuständigkeitsbereichs Nach dem Kreuzen der Grenze der deutschen AWZ schwenkt die Trasse nach Südwest, verläuft gerade bis zur 12-sm-Grenze und verläuft dann in Richtung Südsüdwest. Innerhalb des deutschen Küstenmeeres (Abbildung 3.2) verläuft die Trasse gerade weiter in südsüdwestlicher Richtung bis in den Bereich der Landtief Tonne A. Ab hier tritt sie in den Raumordnungskorridor 3 ein, dem sie mit geringen Abweichungen bis zur Anlandung folgt. Im Bereich der Boddenrandschwelle wird ein Bogen in südlicher Richtung eingeleitet. Östlich des Schumachergrunds innerhalb des Greifswalder Boddens erfolgt ein weiterer Richtungswechsel in Richtung Westsüdwest. Im unmittelbaren Anlandungsbereich überquert die Trasse in gerader Linie von Nordwesten nach Südosten die Küstenlinie sowie die Uferzone und erreicht so den vorgesehenen Übergabepunkt zu den landseitig geplanten Anlagen. Abbildung 3.2 zeigt den Trassenverlauf im deutschen Gebiet. Weitere detaillierte Beschreibungen des Trassenverlaufs der Nord Stream Pipeline erfolgen im Technischen Erläuterungsbericht, Abschnitt 2. Ergänzende Seekarten finden sich im Technischen Erläuterungsbericht in Band 1, Abschnitt 2, sowie in Band 2, Abschnitte 1.1 und Siehe Landesraumentwicklungsprogramm Mecklenburg-Vorpommern (LREP), August 2005

17 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich Abbildung 3.2: 17 Verlauf der Nord Stream Trasse im deutschen Zuständigkeitsbereich

18 18 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich Vernetzung mit dem bestehenden Gasleitungsnetz Die Nord Stream Pipeline wird sowohl in Russland als auch in Deutschland in das bereits bestehende Gasleitungsnetz eingebunden. In Russland werden durch die Gazprom-Töchter Yamalgazinvest und Gazprom Invest Zapad seit Ende 2005 zwei Zubringer-Leitungen für die Nord Stream Pipeline zwischen Gryazovets an der bestehenden Transitleitung Yamal-Europa und Vyborg an der Ostseeküste realisiert. Sie haben zugleich auch Versorgungsfunktionen für die Region Nordwestrusslands und sollen zudem den bestehenden Versorgungsengpass im Dreiländereck zwischen Nordwest-Russland, Südost-Finnland und Estland beheben. Der erste Leitungsstrang ist 917 km lang, hat eine Transportkapazität von 33 Milliarden Kubikmetern und soll 2010 in Betrieb gehen. Die Inbetriebnahme der 691 km des zweiten Leitungstrangs mit ebenfalls 33 Milliarden Kubikmetern Transportkapazität ist für 2012 vorgesehen. Beide Leitungen haben einen Durchmesser von 1420 mm und einen Betriebsdruck von 9,8 MPa. Die stufenweise Inbetriebnahme der sieben entlang der Strecke erforderlichen Verdichterstationen, inklusive der 210-MW-Verdichterstation bei Vyborg, ist für den Zeitraum zwischen Anfang 2011 und 2012 vorgesehen. Die Planungsarbeiten sind abgeschlossen. Derzeit laufen Ausschreibungsverfahren für den Bezug des erforderlichen Materials für den Bau der Verdichterstationen, damit ab Mitte 2010 die Lieferungen erfolgen können. Als Lieferant für die Verdichter der Station Portovaya bei Vyborg wurde Rolls Royce ausgewählt. Der Vertragsabschluss mit dem Lieferanten der Gasaufbereitungsanlage bei Vyborg ist für Anfang 2009 vorgesehen. Der Gesamtleitungsabschnitt von Kilometer 124 bis Kilometer 597 ist bereits betriebsbereit. Die ersten 124 km des ersten Leitungsstrangs sollen bis Mitte 2009 fertig gestellt werden. Ende 2010 sollen die zwischenzeitlich begonnenen Arbeiten auf dem Abschnitt zwischen Kilometer 597 bis Kilometer 917 abgeschlossen werden. Das Gesamtprojekt wird auf der Grundlage der Normen der staatlichen technischen Überprüfungsgesellschaft Rostekhnadzor erarbeitet und zertifiziert.

19 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 19 Auf deutscher Seite erfolgt die Vernetzung mit dem bestehenden Gasleitungsnetz durch die Ostsee-Pipeline-Anbindungs-Leitung ( OPAL ) und die Norddeutsche Erdgasleitung ( NEL ). Beide Landleitungsprojekte sind derzeit geplant. Die OPAL beginnt an der Erdgas-Empfangsanlage Greifswald und verläuft nahezu parallel zur polnischen Grenze östlich von Berlin und erreicht in der Nähe von Olbernhau die Grenze zwischen der Bundesrepublik Deutschland und der Tschechischen Republik (Brandov). Die OPAL wird insgesamt eine Länge von ca. 470 km und einen Durchmesser von mm bei einem maximalen Betriebsdruck von 100 bar haben. Die OPAL ermöglicht die Fortführung von bis zu 36,5 Mrd. m 3 pro Jahr der von der Nord Stream angelandeten Erdgasmengen. Im Jahr 2011, möglichst aber zeitgleich mit der Test- und Inbetriebnahmephase des ersten Leitungsstrangs der Nord Stream Pipeline, soll auch die Gesamtinbetriebnahme der OPAL erfolgen. Die NEL soll den weiteren landseitigen Transport und Transit der durch die Nord Stream Pipeline in der Bundesrepublik Deutschland angelandeten Erdgasmengen ermöglichen. Die NEL verläuft von der Erdgas-Empfangsanlage parallel mit einer Länge von rund 440 km entlang der Ostseeküste Richtung Hamburg und über Heidenau und Achim weiter nach Rehden, wo sie in die Gasfernleitungsnetze der WINGAS und der E.ON Ruhrgas einbindet. Sie soll für einen maximalen Betriebsdruck von 100 bar ausgelegt werden und einen Durchmesser von mm haben. Möglichst zeitgleich mit der Inbetriebnahme des zweiten Leitungsstrangs der Nord Stream Pipeline im Jahre 2012, soll auch die NEL betriebsbereit sein. 3.2 Technische Kurzbeschreibung Beschreibung der Rohrleitungsanlage Das russische Erdgas wird von der Verdichterstation in Vyborg mit einem Druck von bis zu 217 barg und einer Temperatur von ca. 40 C in die Leitungen eingespeist. Bis zur Anlandung in Deutschland erfolgt keine Druckerhöhung. Aufgrund der Reibungsverluste reduziert sich der Druck kontinuierlich. Aus diesem Grund wurde die Pipeline in drei Abschnitte mit unterschiedlichen Auslegungsdrücken aufgeteilt: ein erster Abschnitt mit 220 barg von Vyborg kommend über eine Länge von ca. 300 km, ein mittlerer Abschnitt mit 200 barg über eine Länge von ca. 375 km sowie ein letzter Abschnitt mit 170 barg

20 20 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich über eine Länge von ca. 545 km. In Deutschland wird das Erdgas nahe Lubmin/ Greifswald je nach Durchsatz im Normalfall mit ca. 100 barg und einer Temperatur von ca. 0 C angelandet. In der Erdgas-Empfangsanlage Greifswald (GRT, Greifswald Receiving Terminal) bei Lubmin wird das Erdgas erwärmt, fiskalisch gemessen und in die weiterführenden landseitigen Leitungen eingespeist. Die grundlegende Planungs-, Bau- und Betriebsrichtlinie ist das international anerkannte Regelwerk des DNV (Det Norske Veritas), die DNV OS-F101 (Submarine Pipeline Systems). Innerhalb des deutschen Zuständigkeitsbereiches einschließlich der Molchstationen gilt die DIN EN (Rohrleitungstransportsysteme) in Ergänzung zur DNV OS-F101. Die technischen Rahmendaten der Nord Stream Pipeline sind in Tabelle 3.1 zusammengefasst. Weiterführende Beschreibungen finden sich im Technischen Erläuterungsbericht, Band 1, Abschnitt Bauausführung Die Nord Stream Pipeline wird im S-Lay-Verfahren verlegt, dem weltweit am häufigsten angewendeten Verlegeverfahren für Offshore-Pipelines großen Durchmessers. Bau und Verlegung sind die größten Belastungen für Offshorepipelines und erfordern daher eine detaillierte Planung und eine qualitativ hochwertige Umsetzung der Baumaßnahmen unter Berücksichtigung der natürlichen Einflüsse von Wind, Wasser, Wellen, Temperaturen sowie der Seebodengegebenheiten einschließlich des Umweltschutzes und der Kampfmittelaltlasten.

21 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 21 Eigenschaften Daten Durchsatzmenge 2 x 27,5 Mrd. m³ pro Jahr Transportmedium Trockenes, süßes Erdgas Länge der Trasse ca km Nennweite 2 x 48 (2 x DN1200) Maximale Betriebsdrücke (Nennoder Auslegungsdrücke) 170, 200 und 220 barg in drei Abschnitten Lebensdauer 50 Jahre Innendurchmesser mm (konstant) Wanddicken 26,8; 30,9; 34,6 und 41,0 mm Stahlmenge ca. 2,2 Mio. t Auftriebssicherung durch Betonummantelung, 60 bis 110 mm dick, Dichte: kg/m³ Korrosionsschutz außen primär PE-Ummantelung Korrosionsschutz außen sekundär Kathodischer Korrosionsschutz durch Opferanoden Innenbeschichtung Epoxidbeschichtung Tabelle 3.1: Rahmendaten der Nord Stream Pipeline Die Nord Stream Pipeline wird aus Sicherheitsgründen für Mensch und Umwelt ausschließlich in einem kampfmittelfreien Korridor gebaut. Nord Stream als Bauherr und Betreiber unternimmt größte Anstrengungen und untersucht die Trasse mit modernster Technik, um somit die Kampfmittelfreiheit sicherzustellen. Im Falle eines Kampfmittelfundes im Baubereich der Trasse wird als erstes eine Umtrassierung geprüft und als zweites, falls eine Umtrassierung nicht möglich ist, das Kampfmittel fachmännisch vor dem Pipelinebau geräumt. In Wassertiefen von weniger als -15 m werden die Leitungen zur Sicherheit (Lagestabilität und Schutz gegen äußere Einflüsse) in offener Bauweise in einem gebaggerten Graben verlegt (Pre-Lay Trenching). Die vorgesehene Überdeckung der Nord Stream Pipeline für diesen Bereich folgt den Empfehlungen der zu diesem Zweck durchgeführten Untersuchungen (siehe Technischer Erläuterungsbericht, Band 2, Abschnitt 2.1). Hierbei wird unter anderem die Gefährdung durch Schiffshavarien im Bereich der Nord Stream Pipeline berücksichtigt. In Wassertiefen von mehr als -15 m werden die Pipelines auf dem Seeboden verlegt. Eine in Teilbereichen eventuell erforderliche Korrektur von freien Durchhängen der Pipelines erfolgt durch lokales Angleichen des Seebodens vor der Verlegung oder nach der Verlegung mittels Post-Lay Trenching (Eingraben nach der Verlegung) oder Steinschüttungen.

22 22 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich Baggerarbeiten Zur Herstellung des offenen gemeinsamen Rohrgrabens wird in Wassertiefen bis -15 m mit schwimmendem, mechanischem Gerät gebaggert. Das Material wird mit Transportschiffen ( Schuten ), abtransportiert und je nach Materialeigenschaften auf der seeseitigen Klappstelle bzw. einem Spülfeld an Land gelagert. Zur Rückverfüllung des Grabens wird ebenfalls das Material mit schwimmendem Gerät von der seeseitigen Klappstelle aufgenommen und anschließend in den Graben zurückverfüllt. Um den Bodenaushub und damit auch die Lagermenge so gering wie möglich zu halten, wird die erforderliche Grabenbreite auf ein Mindestmaß reduziert und die Böschungsneigung des herzustellenden Grabens an die lokalen Bodenverhältnisse angepasst. Spundwanddamm Im unmittelbaren Küstenbereich wird ein Spundwanddamm zur Anlandung der Pipeline hergestellt. Das Aushubmaterial wird seitlich zwischengelagert. Hierbei kommen auch landgestützte Geräte zum Einsatz. Pipelineverlegung im S-Lay-Verfahren Die Verlegung der Nord Stream Pipeline wird im so genannten S-Lay-Verfahren (Abbildung 3.3) durch Rohrverlegeschiffe (Verlegebargen) der zweiten und dritten Generation erfolgen. Der auf der Verlegebarge produzierte Rohrstrang wird kontinuierlich in einer kontrollierten S-Kurve auf den Seeboden verlegt. Die S-Kurve des zu verlegenden Rohrs wird auf der Verlegebarge durch kontrolliertes Verholen gesteuert und überwacht. Arbeitsabläufe auf der Rohrverlegebarge An Bord der Verlegebarge wird der Rohrstrang in der Fabrikationslinie aus Einzelrohren hergestellt. Die Fabrikationslinie des Rohrstrangs beginnt im Bugbereich und endet im Heckbereich der Verlegebarge. Auf der Verlegebarge werden die Rohre fabrikmäßig in mehreren Schweißstationen mittels halb- oder vollautomatisierter Schweißverfahren durch speziell geschulte und qualifizierte Schweißer zu einem durchgehenden Leitungsstrang verbunden.

23 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 23 Abbildung 3.3: S-Lay-Verfahren Die Prüfung der Schweißnähte erfolgt zerstörungsfrei. Auf den eingesetzten Verlegebargen kommen automatische Ultraschallverfahren zum Einsatz. Prüfverfahren und Akzeptanzkriterien werden mit dem Sachverständigen festgelegt. Der Fortschritt der Schweißarbeiten ist maßgebend für die Verlegegeschwindigkeit und bestimmt somit unmittelbar den Zeitbedarf für den Bau der Pipeline. Nach der Abnahme der einzelnen Schweißnähte werden die Rohrverbindungsstellen zum Zweck des Korrosionsschutzes beschichtet. Anschließend wird die vorhandene Aussparung bis zur Dicke der Betonummantelung aufgefüllt. Dann wird die Rohrverlegebarge um eine Rohrlänge verholt. Die Rohrverlegebarge wird durch ein Ankersystem positioniert und verholt. Üblicherweise besteht dieses System aus zehn bis zwölf Winden und Ankern, die zentral von der Brücke der Verlegebarge gesteuert werden. Zeitplan Der derzeitige Zeitplan für den Bau der Nord Stream Pipeline sieht folgende Umsetzung vor: - Baubeginn im April Betriebsbeginn der ersten Pipeline im Oktober Betriebsbeginn der zweiten Pipeline im November 2012

24 24 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich Die Nord-West-Pipeline wird voraussichtlich als erste fertiggestellt sein (im Folgenden als Nord-West-Pipeline bezeichnet), die Süd-Ost-Pipeline wird voraussichtlich als zweite Pipeline fertiggestellt sein (im Folgenden als Süd-Ost-Pipeline bezeichnet). Die Bauausführung ist im Detail in Abschnitt 3 des Technischen Erläuterungsberichts unter Beschreibung der Bauausführung dargestellt Inbetriebnahme und Betrieb Vorbetrieb (Pre-Commissioning) Der Vorbetrieb der Nord Stream Pipeline erfolgt gemäß dem technischen Regelwerk DNV OS-F101. Über ihre Länge ist die Pipeline in jeweils drei Abschnitte mit Nenndrücken von 220, 200 und 170 barg eingeteilt. Der Vorbetrieb für diese Abschnitte umfasst im ersten Teil jeweils Fluten, Reinigen, Vermessen und die Druckprüfung pro Abschnitt. Nach Abschluss der Druckprüfungen werden im zweiten Teil die einzelnen Pipelineabschnitte durch Unterwasser Tie-ins (Hyperbaric Welding) miteinander verbunden. Nach dem Verbinden dieser Abschnitte werden dann die beiden jeweils km langen Rohrleitungen entwässert und getrocknet. Die oben genannten Abschnitte werden ihren Auslegungsdrücken entsprechend Druckprüfungen unterzogen. Danach werden die Leitungen von der deutschen Anlandung her entwässert. Dabei wird das Wasser an der ursprünglichen Entnahmestelle im Bereich der russischen Anlandung ausgespeist. Der Vorbetrieb des deutschen Landabschnitts wird separat vorgenommen. Für den Vorbetrieb werden die folgenden Arbeitsmedien verwendet: gefiltertes Ostseewasser für Reinigung und Druckprüfung der Offshore-Abschnitte, gefiltertes Süßwasser für Reinigung und Druckprüfung der Landabschnitte sowie getrocknete Luft zum Entwässern und Trocknen der Leitungen. Zur Verhinderung von Korrosion können dem zur Druckprüfung verwendeten Ostseewasser die folgenden Zusatzstoffe beigemischt werden: Das Sauerstoffbindemittel Natriumbisulfat (NaHSO 3 ) zur Bindung des Sauerstoffs und Natronlauge (NaOH) zur Einstellung eines ph-wertes von ca. 10. Die Korrosivität des für die Druckprüfung verwendeten Ostseewassers wird derzeit anhand von Untersuchungen ermittelt. Auf deren Basis wird über den Einsatz und die

25 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 25 genaue Dosierung der genannten Zusätze zur Verhinderung von interner Korrosion entschieden. Inbetriebnahme (Commissioning) Auch die Inbetriebnahme des Nord Stream Pipelinesystems wird gemäß DNV OS-F101 vorgenommen. Bei der Erdgasbefüllung der Pipeline sind verschiedene Optionen möglich. Bewährt hat sich ein Verfahren, bei dem die Pipeline bis zu einem Drittel ihrer Länge zunächst mit Stickstoff befüllt wird. Unmittelbar nach der Stickstoffbefüllung wird das Erdgas in die Pipeline eingespeist. Im Fall der Nord Stream Pipeline wird beides über die Verdichterstation Vyborg/Portovaya Bay erfolgen. An der Erdgas- Empfangsanlage Greifswald wird zunächst Luft, dann Stickstoff und schließlich ein Stickstoff-Erdgas-Gemisch über die Ausblase-Einrichtung sicher in die Atmosphäre abgeleitet. Die Konzentration des Stickstoff-Erdgas-Gemischs überwacht ein Erdgaschromatograph. Betrieb (Operation) Das Betriebsziel ist der tägliche unterbrechungslose Betrieb des Nord Stream Pipelinesystems zum Transport von Erdgas in den vertraglich festgelegten Mengen. Um dies zu gewährleisten, wird die zuständige Transportation Group der Nord Stream AG ständig mit der Verdichterstation Vyborg und der Erdgas-Empfangsanlage in Greifswald zusammenarbeiten. Die Betriebsdaten der Anlagen werden kontinuierlich ausgetauscht. Dazu gehören auch die Daten der fiskalisch relevanten Erdgasmengenmessung und Analysen an der Verdichterstation sowie an der Erdgas-Empfangsanlage Greifswald. Die Nord Stream Pipeline selbst enthält keine Steuerungselemente, sondern nur Sicherheits-, Überwachungs- und Abschaltungseinrichtungen. Meldet das Drucküberwachungssystem das Erreichen der Grenzen der Betriebsdruckstufen, leitet die Nord Stream AG die Information an den Betreiber der Kompressorstation Vyborg und den Betreiber der Erdgas-Empfangsanlage Greifswald weiter, damit diese in ihren Anlagen entsprechende Maßnahmen ergreifen können. Üblicherweise bestehen solche Maßnahmen darin, die in die Pipeline eingeleitete Menge zu reduzieren, die Abnahmemenge zu erhöhen oder beide Maßnahmen zu kombinieren. Die Nord Stream AG kommuniziert mit den Stationen direkt über Telefon-Hotline und mit den

26 26 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich Steuerwarten der Stationen automatisch über das SCADA-System (Supervisory Control and Data Acquisition System). Wartung und Instandhaltung Grundlage für Wartung und Instandhaltung sind regelmäßige Inspektionen wie Trasseninspektionen zur Überprüfung der horizontalen und vertikalen Lage der Nord Stream Pipeline auf dem oder im Meeresboden, Überprüfungen des kathodischen Korrosionsschutzes sowie innere Inspektionen mit intelligenten Molchen. Die Wartungsund Inspektionsarbeiten am der Nord Stream Pipeline dienen der Sicherstellung des Erdgastransports sowie der Integrität des Pipelinesystems. Reparaturen Eine Beschädigung der Nord Stream Pipeline ist sehr unwahrscheinlich, kann aber prinzipiell nicht gänzlich ausgeschlossen werden. Die Behebung kleinerer und größerer Schäden erfolgt grundsätzlich nur nach intensiver Planung basierend auf Inspektionsund Schadensberichten. Anhand der Bewertung eines Schadens, seines Einflusses auf die Integrität des Pipelinesystems und in Abstimmung mit den zuständigen Gremien und Aufsichtsbehörden wird die anzuwendende Reparaturmaßnahme bestimmt. Diese kann von keine Maßnahme bis Austausch eines Rohrabschnitts reichen. Detaillierte Angaben zu Inbetriebnahme und Betrieb der Nord Stream Pipeline können dem Technischen Erläuterungsbericht, Band 1, Abschnitt 4, entnommen werden.

27 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 27 4 Rechtliche Grundlagen für Planung, Errichtung und Betrieb der Nord Stream Pipeline Die nachfolgende Darstellung führt die Gesetze, Normen und Regelwerke auf, welche als Grundlage für die Planung, Errichtung und den Betrieb der Nord Stream Pipeline herangezogen wurden und werden. Maßgeblich ist die jeweils aktuelle Fassung. 4.1 Völkerrechtliche Vereinbarungen - Übereinkommen über die Umweltverträglichkeitsprüfung im grenzüberschreitenden Rahmen (Espoo-Übereinkommen) vom 25. Februar 1991, umgesetzt durch das Gesetz zu dem Übereinkommen vom 25. Februar 1991 über die Umweltverträglichkeitsprüfung im grenzüberschreitenden Rahmen sowie zu der auf der zweiten Konferenz der Parteien in Sofia am 27. Februar 2001 beschlossenen Änderung des Übereinkommens (Espoo- Vertragsgesetz) vom 7. Juni 2002 (BGBl. II S. 1406), zuletzt geändert durch Gesetz vom 17. März 2006 (BGBl. II S. 224). - Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen vom 10. Dezember 1982, umgesetzt durch das Gesetz zu dem Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen vom 10. Dezember 1982 (Vertragsgesetz Seerechtsübereinkommen) vom 2. September 1994 (BGBl. II S. 1798). 4.2 EU-Richtlinien und Verordnungen - Richtlinie 79/409/EWG des Rates vom 2. April 1979 über die Erhaltung der wildlebenden Vogelarten ( Vogelschutzrichtlinie ); ABl. L 103 vom , S. 1, zuletzt geändert durch Richtlinie 2006/105/EG des Rates vom 20. November 2006, ABl. L 363 vom , S Richtlinie 92/43/EWG des Rates vom 21. Mai 1992 zur Erhaltung der natürlichen Lebensräume sowie der wildlebenden Tiere und Pflanzen ( FFH- Richtlinie ); ABl. L 206 vom , S. 7, zuletzt geändert durch Richtlinie 2006/105/EG des Rates vom 20. November 2006, ABl. L 363 vom , S Entscheidung Nr. 1364/2006/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 6. September 2006 zur Festlegung von Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze und zur Aufhebung der Entscheidung 96/391/EG und der Entscheidung Nr. 1229/2003/EG; ABl. L 262 vom 22. September 2006, S. 1.

28 28 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 4.3 Bundesgesetze und andere maßgebliche Regelwerke - Allgemeine Verwaltungsvorschrift zur Ausführung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPVwV) vom 18. September 1995 (GMBl. S. 671). - Baugesetzbuch (BauGB) in der Fassung der Bekanntmachung vom 23. September 2004 (BGBl. I S. 2414), zuletzt geändert durch Art. 4 des Gesetzes vom 24. Dezember 2008 (BGBl. I S. 3018). - Bundesartenschutzverordnung zum Schutz wild lebender Tier- und Pflanzenarten (BArtSchV) vom 16. Februar 2005 (BGBl. I S. 258 (896)), geändert durch Art. 2 des Gesetzes vom 12. Dezember 2007 (BGBl. I S. 2873). - Bundesberggesetz (BBergG) vom 13. August 1980 (BGBl. I S. 1310), zuletzt geändert durch Artikel 11 des Gesetzes vom 9. Dezember 2006 (BGBl. I S. 2833). - Bundes-Bodenschutz- und Altlastenverordnung (BBodSchV) vom 12. Juli 1999 (BGBl. I S. 1554), geändert durch Art. 2 der Verordnung vom 23. Dezember 2004 (BGBl. I S. 3758). - Bundes-Bodenschutzgesetz (BBodSchG) vom 17. März 1998 (BGBl. I S. 502), zuletzt geändert durch Art. 3 des Gesetzes vom 9. Dezember 2004 (BGBl. I S. 3214). - Bundesfernstraßengesetz (FStrG) in der Fassung der Bekanntmachung vom 28. Juni 2007 (BGBl. I S. 1206). - Bundes-Immissionsschutzgesetz und dazu gehörige Verordnungen (BImSchG) in der Fassung der Bekanntmachung vom 26. September 2002 (BGBl. I S. 3830), zuletzt geändert durch Art. 1 des Gesetzes vom 23. Oktober 2007 (BGBl. I S. 2470). - Bundeswasserstraßengesetz (WaStrG) in der Fassung der Bekanntmachung vom 23. Mai 2007 (BGBl. I S. 962), zuletzt geändert durch 2 der Verordnung vom 18. März 2008 (BGBl. I S. 449). - Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970(3621)), zuletzt geändert durch Artikel 2 des Gesetzes vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2101). - Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) in der Fassung der Bekanntmachung vom 25. Juni 2005 (BGBl. I S. 1757, 2797), zuletzt geändert durch Art. 7 des Gesetzes vom 22. Dezember 2008 (BGBl. I S. 2986). - Gesetz über Naturschutz und der Landschaftspflege (Bundesnaturschutzgesetz BNatSchG) vom 25. März 2002 (BGBl. I S. 1193), zuletzt geändert durch Artikel 3 des Gesetzes vom 22. Dezember 2008 (BGBl. I S. 2986). - Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz (KrW-/AbfG) vom 27. September 1994 (BGBl. I S. 2705), zuletzt geändert durch Art. 5 des Gesetzes vom 22. Dezember 2008 (BGBl. S. 2986).

29 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 29 - Raumordnungsgesetz (ROG) vom 22.Dezember 2008 (BGBl. I S. 2986). - Raumordnungsverordnung (RoV) vom 13. Dezember 1990 (BGBl. I S. 2766), zuletzt geändert durch Art. 2 b des Gesetzes vom 18. Juni 2002 (BGBl. I S. 1914). - Seeschifffahrtsstraßen-Ordnung (SeeSchStrO) in der Fassung der Bekanntmachung vom 22. Oktober 1998 (BGBl. S. 3209, 1999 I S. 193), zuletzt geändert durch Art. 2 der Verordnung vom 15. April 2008 (BGBl. I S. 741). - Verordnung über Gashochdruckleitungen (GasHDrLtgV) vom 17. Dezember 1974 (BGBl I S. 3591), zuletzt geändert durch Artikel 380 der Verordnung vom 31. Oktober 2006 (BGBl. I S. 2407). - Verwaltungsgerichtsordnung (VwGO) in der Fassung der Bekanntmachung vom 19. März 1991 (BGBl. I S. 686), zuletzt geändert durch 62 Abs. 11 des Gesetzes vom 17. Juni 2008 (BGBl. I S. 1010). - Verwaltungsverfahrensgesetz (VwVfG) in der Fassung der Bekanntmachung vom 23. Januar 2003 (BGBl. I S. 102), geändert durch Art. 1 des Gesetzes vom 11. Dezember 2008 (BGBl. I S. 2418). - Wasserhaushaltsgesetz (WHG) in der Fassung der Bekanntmachung vom 19. August 2002 (BGBl. I S. 3245), zuletzt geändert durch Art. 8 des Gesetzes vom 22 Dezember 2008 (BGBl. I S. 2986). 4.4 Landesrechtliche Regelungen Mecklenburg- Vorpommern - Denkmalschutzgesetz (DSchG M-V) in der Fassung des Beschlusses vom zuletzt geändert am 20. Juli 2006 (GVOBl. M-V S. 76). - Gesetz über die Raumordnung und Landesplanung des Landes Mecklenburg- Vorpommern (LPlG - Landesplanungsgesetz) vom 5. Mai 1998 (GVOBl. M-V 1998, S. 503), zuletzt geändert durch Artikel 2 und 2a des Gesetzes vom 14. Juli 2006 (GVOBl. M-V S. 560). - Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung in Mecklenburg-Vorpommern (LUVPG - Landes-UVP-Gesetz) in der Fassung der Bekanntmachung vom 1. November 2006 (GVOBl. M-V S. 814). - Gesetz zum Schutz der Natur und der Landschaft im Lande Mecklenburg- Vorpommern (Landesnaturschutzgesetz LNatG M-V) in der Fassung der Bekanntmachung vom 22. Oktober 2002 (GVOBI. M-V S. 1), zuletzt geändert durch Artikel 3 des Gesetzes vom 14. Juli 2006 (GVOBl. M-V S. 560). - Hinweise zur Anwendung der 18 und 28 des Landesnaturschutzgesetzes und der 32 bis 38 des Bundesnaturschutzgesetzes in Mecklenburg- Vorpommern; Gemeinsamer Erlass des Umweltministeriums, des Wirtschaftsministeriums und des Ministeriums für Arbeit und Bau vom 16. Juli 2002 (AmtsBl. M-V S. 965), geändert durch Erlass vom 31. August 2004 (AmtsBl. M-V S. 95).

30 30 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich - Hinweise zur Eingriffsregelung; herausgegeben vom Landesamt für Umwelt, Naturschutz und Geologie Mecklenburg-Vorpommern, Dezember Landeswaldgesetz (LWaldG) vom 8. Februar 1993 (GVOBl. M-V S. 90), zuletzt geändert durch Artikel 2 Nr. 3 des Gesetzes vom 25. Oktober 2005 (GVOBl. S. 535). - Landeswassergesetz vom 30. November 1992 (GVOBl. M-V S. 669), zuletzt geändert durch Artikel 2 des Gesetzes vom 10. Juli 2008 (GVOBl. S. 296). - Straßen- und Wegegesetz (StrWG M-V) vom 13. Januar 1993 (GVOBl. M-V 1993, S. 42 ), zuletzt geändert durch Artikel 22 des Gesetzes vom 10. Juli 2006 (GVOBl. S. 539). - Umweltministerium des Landes Mecklenburg-Vorpommern (1999): Vollzugshinweise des Umweltministeriums Mecklenburg-Vorpommern zur Anwendung der UVP-Änderungsrichtlinie und der ihr zugrunde liegenden UVP- Richtlinie, Schwerin - Verwaltungsvorschrift der Landesregierung M-V zur Anwendung des 18 Landesnaturschutzgesetz und der 19a bis 19f BNatSchG in Mecklenburg- Vorpommern. - Walderhaltungsabgabeverordnung vom 17. Juli 1995 (GVOBl. 1995, S. 366). 4.5 Normen und Regelwerke für die Planung, Erstellung, Überwachung, Dokumentation (auszugsweise) - Die Nord Stream Pipeline berührt unterschiedliche Länderinteressen. Daher wurde in Absprache mit allen Genehmigungsbehörden als grundlegende Richtlinie das international anerkannte Regelwerk DNV OS-F101 (Submarine Pipeline Systems) gewählt. Dieses regelt die Planung und Auslegung, die Materialauswahl, den Bau sowie den Betrieb und die Instandhaltung von Unterwasserpipelines. - Für den deutschen Sektor von der AWZ bis zum Landabschnitt einschließlich der Molchstationen gilt weiterhin die DIN EN (Rohrleitungstransportsysteme) in Ergänzung zur DNV OS-F Weiterhin ist von der 12-sm-Grenze landeinwärts die Verordnung für Gashochdruckleitungen (GasHDrLtgV) zu beachten.

31 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 31 5 Erforderliche Zulassungen und Zulassungsverfahren 5.1 Erforderliche Zulassungen und räumliche Abgrenzung der Zulassungsverfahren Genehmigungsrechtliche Voraussetzung für die Errichtung und den Betrieb der Nord Stream Pipeline in dem deutschen Trassenabschnitt, der Gegenstand der vorliegenden Anträge ist, sind: - Ein Planfeststellungsbeschluss für die Errichtung und den Betrieb einer Gasversorgungsleitung mit einem Durchmesser von mehr als 300 mm nach 43 Energiewirtschaftsgesetz (nachfolgend EnWG), - eine bergrechtliche Genehmigung nach 133 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 BBergG (nachfolgend BBergG) hinsichtlich der Ordnung der Nutzung und Benutzung der Gewässer über dem Festlandsockel und des Luftraumes über diesen Gewässern. Die energiewirtschaftliche Planfeststellung ist auf das deutsche Küstenmeer und die Anlandung der Pipelines nahe Lubmin beschränkt. Die bergrechtliche Genehmigung ist für die Errichtung und den Betrieb der Nord Stream Pipeline auf dem deutschen Festlandsockel (identisch mit der deutschen AWZ) erforderlich. Die exakte räumliche Abgrenzung der vorgenannten Zulassungsverfahren ist in Abbildung 5.1 dargestellt.

32 32 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich Abbildung 5.1: Darstellung der räumlichen Abgrenzung der Zulassungsverfahren 5.2 Zulassungsverfahren Die Zulassungsverfahren für den Abschnitt der Nord Stream Pipeline im Bereich der deutschen Jurisdiktion (Anlandungsbereich, deutsches Küstenmeer und AWZ) werden von dem Bergamt Stralsund und dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie ( BSH ) als zuständige Genehmigungsbehörden geführt. Die behördliche Zuständigkeit für die energiewirtschaftliche Planfeststellung gemäß 43 Abs. 1 Satz 1 EnWG richtet sich nach Landesrecht. 2 der Landesverordnung zur Bestimmung der zuständigen Behörden nach dem EnWG (Energiewirtschaftszuständigkeitslandesverordnung) vom 29. Dezember 2005 (GVOBl. M-V 2006, S. 13) bestimmt das Bergamt Stralsund als zuständig für das Planfeststellungsverfahren nach 43 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG.

33 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich 33 Die Genehmigung hinsichtlich Ordnung der Nutzung und Benutzung der Gewässer über dem Festlandsockel und des Luftraums über diesen Gewässern erteilt nach 133 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 BBergG das BSH. Das Planfeststellungsverfahren sowie das bergrechtliche Genehmigungsverfahren richten sich, soweit das jeweilige Fachgesetz keine speziellen Verfahrensvorschriften enthält, nach dem Verwaltungsverfahrensgesetz des Bundes bzw. des Landes Mecklenburg-Vorpommern. Bei der Nord Stream Pipeline handelt es sich um eine Pipeline, die aus zwei parallelen Leitungen besteht. Mit einer Länge von mehr als 40 km und einem Durchmesser von mehr als 800 mm handelt es sich um ein Vorhaben, für das gemäß 3b UVPG (Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung) i.v.m. Ziffer , Spalte 1 der Anlage 1 des UVPG eine Umweltverträglichkeitsprüfung ( UVP ) durchzuführen ist. Im bergrechtlichen Verfahren nach 133 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 BBergG folgt die UVP-Pflicht aus 133 Abs. 2a BBergG i.v.m. 3 UVPG. Zur Koordination der UVP haben die Genehmigungsbehörden vereinbart, ein gemeinsames Verfahren durchzuführen. Zur Vorbereitung der im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens nach 43 EnWG und des bergrechtlichen Verfahrens nach 133 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 i.v.m. Abs. 2a BBergG erforderlichen UVP hat eine Antragskonferenz über den Inhalt und den Umfang der für die Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlichen Unterlagen stattgefunden (sog. Scoping ). Die Zulassungsanträge werden gleichzeitig eingereicht und es erfolgt eine gemeinsame Antragsdokumentation. Die Zulassungsbehörden treffen jedoch gesonderte Zulassungsentscheidungen, die sich räumlich jeweils auf den in Abbildung 5.1 dargestellten räumlichen Geltungsbereich des jeweiligen Verfahrens beziehen. Die für das Vorhaben erforderlichen Zulassungsanträge (einschließlich des Antrages auf Genehmigung nach 133 Abs. 1 Nr. 1 BBergG im deutschen Festlandsockel, der nicht Gegenstand dieser Antragsunterlagen ist) hat die Nord Stream AG am 7. November 2006 beim Bergamt Stralsund und beim BSH gestellt. Im Zeitraum vom 27. November 2006 bis 12. Januar 2007 haben die Anträge für die Verfahren nach 43 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und 133 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 Bundesberggesetz (BBergG) samt einer Scoping-Unterlage zur Einsichtnahme

34 34 Vorhaben und Zulassungen für den deutschen Zuständigkeitsbereich öffentlich ausgelegen. Zudem wurden die gesamten Unterlagen an betroffene Träger öffentlicher Belange und Verbände versandt. Jedermann konnte zu den für die Umweltverträglichkeitsstudie (UVS) erforderlichen Untersuchungen Stellung nehmen. Am 30. Januar 2007 wurde in Stralsund eine Antragskonferenz (Scoping-Termin) durchgeführt, in der die von den Trägern öffentlicher Belange und im Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung eingegangenen Stellungnahmen zum Umfang der UVS erörtert wurden. Auf der Grundlage des Scoping wurde am 13. April 2007 ein vorläufiger Untersuchungsrahmen festgelegt. Am 12. November 2007 hat die Nord Stream AG eine Änderung der Routenführung innerhalb der deutschen AWZ und der 12-sm-Zone beantragt. Der Änderungsantrag sowie dessen Begründung haben vom 15. November bis 14. Dezember 2007 ebenfalls öffentlich ausgelegen. Eine Änderung oder Ergänzung des vorläufigen Untersuchungsrahmens vom 13. April 2007 war nicht erforderlich. Als Ergebnis weiterer Untersuchungen sowie der internationalen Beteiligung gemäß Espoo-Konvention hat Nord Stream AG am 27. Oktober 2008 erneut einen Antrag auf Änderung der Routenführung in der deutschen AWZ und der 12-sm-Zone gestellt. Der Änderungsantrag sowie dessen Begründung lagen zur Einsichtnahme im Zeitraum vom 02. Dezember 2008 bis 05. Januar 2009 öffentlich aus. 5.3 Planfeststellungsverfahren nach 43 EnWG Nach 43 Satz 1 Nr. 2 EnWG ist für die Errichtung und für den Betrieb von Erdgasversorgungsleitungen mit einem Durchmesser von mehr als 300 mm ein Planfeststellungsverfahren durchzuführen Antragsgegenstand Antragsgegenstand des vorliegenden energierechtlichen Planfeststellungsverfahrens nach 43 EnWG in Verbindung mit dem Verwaltungsverfahrensgesetz des Landes Mecklenburg-Vorpommern (nachfolgend VwVfG M-V) sind die Errichtung und der Betrieb der Erdgas-Pipeline im deutschen Küstenmeer sowie im Anlandungsbereich am Standort Lubmin. Der räumliche Geltungsbereich ist in Abbildung 5.1 dargestellt.