Erläuterungsbericht Anlage 1

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1 Aufgestellt: Bayreuth, den Unterlagen zum Planfeststellungsverfahren Prüfvermerk Ersteller Datum Unterschrift Änderung(en): Datum Unterschrift Änderung(en): Rev.-Nr. Datum Erläuterung Anlagen: Anhang 1: Allgemeinverständliche Zusammenfassung (AVZ) gem. 6 UVPG Anhang 2: Alternativenprüfung Froschgrundsee Anhang 3: Alternativenprüfung Marktgraitz/Marktzeuln 1

2 Inhalt 1 Vorhabensträger und Vorhabensumfang Der Vorhabensträger Vorhabensdefinition und Antragsumfang Ziel des Vorhabens Antragsgegenstand Vom Leitungsverlauf und vom Rückbau betroffene Gebietskörperschaften Inhalt und Rechtswirkung der Planfeststellung Antragsbegründung Planrechtfertigung Rechtlicher Ausgangspunkt Hintergrund: Entwicklung der Energiebilanz Gesetzlicher Auftrag an den Übertragungsnetzbetreiber Planungsleitsätze Abwägung Alternativen/Variantenprüfung Rechtlicher Ausgangspunkt Technische Alternativen Verzicht auf das Vorhaben (Nullvariante) kV Erdkabel statt 380-kV Freileitung Gleichstromsysteme Räumliche Varianten und Wahl der Trasse Ausgangspunkt landesplanerische Beurteilung Maßgaben der landesplanerischen Beurteilung Detailplanung Grundsätze Detailvarianten im Bereich Froschgrundsee Varianten im Bereich Marktgraitz/Marktzeuln Weitere Detailplanungen Vorhabensbeschreibung: Technische Beschreibung der Leitungen Allgemeines Bauwerke Mastnummerierung und Trassenverlauf Rückbau und Anschluss der 110-kV-Leitung Coburg-Redwitz Rückbau und Neubau Mast 1 der 380-kV-Leitung Redwitz Remptendorf (B150)

3 5.6 Bauwerksbestandteile Maste Beseilung, Isolatoren, Blitzschutzseil Mastgründungen und Fundamente Technische Regelwerke und Richtlinien Korrosionsschutz Erdung Schutzbereich und Sicherung von Leitungsrechten Wegenutzung Beschreibung der Baumaßnahmen und des Betriebs der Leitungen Bauzeit und Betretungsrecht Baustelleneinrichtung und Wegenutzung außerhalb der Baustellen Arbeitsflächen auf der (Mast-)Baustelle und Zuwegungen Vorbereitende Maßnahmen und Gründung Montage Gittermasten und Isolatorketten Montage Beseilung Aufbringen des Korrosionsschutzes Rückbaumaßnahmen der 110-kV-Leitung Provisorien Betrieb der Leitungen Immissionen und ähnliche Wirkungen Immissionen und ähnliche Wirkungen Elektrische und magnetische Felder Geräusche von Leitungen Grundstücksinanspruchnahme und Leitungseigentum Allgemeine Hinweise Dauerhafte Inanspruchnahme von Grundstücken; dinglich gesicherte Nutzungsbeschränkung Vorübergehende Inanspruchnahme Entschädigungen Kreuzungsverträge (Gestattungsverträge) Leitungseigentum, Erhaltungspflicht und Rückbau der Leitung Beispieltext für eine Grunddienstbarkeit Besondere Voraussetzungen der von der Planfeststellung eingeschlossenen Genehmigungen Allgemeines

4 9.2 Befreiung von den Verboten einer LSG-VO...86 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Schematische Netzkarte TenneT TSO GmbH (TTG)... 7 Abbildung 2: Umbaumaßnahme im UW-Redwitz...10 Abbildung 3: Aktuelle und zukünftige Entwicklung Erneuerbarer Energien in Deutschland...15 Abbildung 4: Entwicklung der Netzeingriffe im TenneT Gesamtnetz...16 Abbildung 5: Eingriffe ins Netz auf ausgewählten Verbindungen...17 Abbildung 6: Übersicht über die im ROV 2008 und 2012 geprüften Korridore...29 Abbildung 7: Trassenvarianten im Bereich Froschgrundsee...36 Abbildung 8: Trassenvarianten im Bereich Marktzeuln/Marktgraitz...38 Abbildung 9: Oberwohlsbach...38 Abbildung 10: Waldsachsen...39 Abbildung 11: Sonnefeld/Weidhausen...39 Abbildung 12: Trübenbach...40 Abbildung 13: Redwitz...40 Abbildung 14: Beispiele für typisches Mastbild...46 Abbildung 15: Vogelschutzmarker für das Erdseil...47 Abbildung 16: Beispiel einer 380-kV Leitungsbeseilung an einem Donaumast...48 Abbildung 17: Gründungsmöglichkeiten...53 Abbildung 18: Beispiel parabolischer (links) und paralleler Schutzbereich (rechts) einer Freileitung...56 Abbildung 19: Formel für die Ermittlung der Baumfallkurve und Berechnungsbeispiel...57 Abbildung 20: Baustraße als Plattenzufahrt bei einer Freileitungsbaustelle...59 Abbildung 21: Beispiel für eine temporäre Mastzufahrt...62 Abbildung 22: Beispiele für Fundamentarbeiten (Plattenfundament und Rammpfahlfundament)...64 Abbildung 23: Beispiel für Maststockung und -montage...65 Abbildung 24: Schutzgerüst aus Stahlrohr oder Holz...66 Abbildung 25: Der Seilzug (hier 3er Bündel)...67 Abbildung 26: 110-kV Freileitungsprovisorium für ein System, mit errichtetem Schutzgerüst

5 Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Städte und Gemeinden entlang und außerhalb der Trasse...11 Tabelle 2: Städte und Gemeinden entlang der Trasse...11 Tabelle 3: Technische Daten der geplanten 380-kV-Leitung...47 Tabelle 4: Beispiel für elektrische Felder und magnetische Flussdichte in der Worstcasebetrachtung für ein Beispielspannfeld...76 Tabelle 5: Auszug der TA Lärm...78 Anhänge Anhang 1: Allgemeinverständliche Zusammenfassung der Unterlage nach 6 UVPG Anhang 2: Alternativenprüfung Froschgrundsee Anhang 3: Alternativenprüfung Marktgraitz/Marktzeuln 5

6 1 Vorhabensträger und Vorhabensumfang 1.1 Der Vorhabensträger TenneT TSO GmbH (im Folgenden als TTG bezeichnet) ist der erste grenzüberschreitende Übertragungsnetzbetreiber für Strom in Europa mit Sitz in Bayreuth. TTG ist einer der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Gemäß 12 Abs. 3 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) hat TTG als Betreiber eines Übertragungsnetzes dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Gem. 11 Abs. 1 EnWG sind Betreiber von Energieversorgungsnetzen verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist. Die Aufgaben von TTG umfassen somit Betrieb, die Instandhaltung und die weitere Entwicklung des Stromübertragungsnetzes der Spannungsebenen 220-kV und 380-kV in großen Teilen Deutschlands. Mit ungefähr Kilometern an Hoch- und Höchstspannungsleitungen, davon rund Kilometern Höchstspannungsleitungen in Deutschland und 35 Millionen Endverbrauchern in den Niederlanden und in Deutschland gehört die TTG zu den Top 5 der Netzbetreiber in Europa. Der deutsche Teil des Netzes reicht von der Grenze Dänemarks bis zu den Alpen und deckt rund 40 Prozent der Fläche Deutschlands ab. Die Leitungen verlaufen in den Bundesländern Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Hessen, Bayern und Teilen Nordrhein-Westfalens. Allein TTG hat in Deutschland ca Mitarbeiter. Um mögliche Fragen und Anliegen zu unseren geplanten Leitungen mit Interessierten und Betroffenen besprechen zu können, begleitet TTG den Planungsprozess mit einem umfangreichen Dialogprozess. TTG hat im Vorfeld der Erstellung der hier vorgelegten Unterlagen zur Planfeststellung im Planungsraum zahlreiche Informationsveranstaltungen durchgeführt, Anregungen entgegengenommen, Sachverhalte evaluiert und mit Kommunen, Behörden und Betroffenen diskutiert. Für das Leitungsbauvorhaben 380-kV-Leitung (Altenfeld-) Landesgrenze Redwitz als Teil der Verbindung Halle/Saale - Schweinfurt, welches hiermit zur Planfeststellung vorgelegt wird, sind die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf in 1 Abs. 2 Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) in Verbindung mit Nr. 4 der Anlage des EnLAG gesetzlich festgestellt. Zudem setzt der Netzentwicklungsplan (NEP) das Leitungsbauvorhaben nach 12b EnWG als Bestandteil des Startnetzes (Maßnahme TTG- 004, S. 253) voraus. 6

7 Abbildung 1: Schematische Netzkarte TenneT TSO GmbH (TTG) 7

8 1.2 Vorhabensdefinition und Antragsumfang Ziel des Vorhabens TTG plant das Übertragungsnetz zwischen Thüringen und Bayern auszubauen und beantragt vorliegend die Planfeststellung des Projektes 380/110-kV-Leitung (Altenfeld)- Landesgrenze Redwitz für den Abschnitt Landesgrenze Redwitz. Für den thüringischen Teil von Altenfeld bis zur Landesgrenze führt die 50Hertz Transmission als insoweit zuständiger Übertragungsnetzbetreiber ein separates Verfahren, welches nicht Teil dieses Antrages ist Antragsgegenstand Neubau 380/110-kV-Leitung (Altenfeld)-Landesgrenze Redwitz (B157) Das zur Planfeststellung beantragte Vorhaben umfasst die Errichtung und den Betrieb der 380/110-kV-Leitung von der Landesgrenze am Übergabepunkt Roth/Weißenbrunn bis in das Umspannwerk in Redwitz. Bei diesem Projekt handelt es sich um den dritten Teilabschnitt der so genannten Südwestkuppelleitung aus dem Raum Halle nach Nordbayern. Die Leitung soll der Erhöhung der Transitkapazitäten zwischen Thüringen und Bayern dienen. Die Leitung hat im Bereich des Regelgebietes der TTG eine Länge von ca. 31 km und umfasst auf ca. 10 km Länge den Bau einer 2-systemigen 380-kV-Leitung und auf ca. 21 km einer 4-systemigen Leitung (2 Systeme 380 kv und 2 Systeme 110 kv). Im Bereich Weißenbrunn/Froschgrundsee sind zwischen Mast 101 und 108 zwei insgesamt gleichwertige Freileitungsvarianten möglich, so dass eine Variante - die Variante A2 östlich der ICE-Talbrücke - als Vorzugsvariante und die andere Variante - die Variante A1 westlich der ICE-Talbrücke - nur hilfsweise beantragt wird. Ergebnis des Planfeststellungsverfahrens kann hier also die eine oder die andere Variante sein. Für die geplante 380/110-kV-Leitung werden 83 Freileitungsmasten benötigt. Hauptsächlich kommen Donau-/Einebenenmaste zur Führung von 4 Stromkreisen zum Einsatz (Mast ). Im Bereich von der Landesgrenze (Mast 101) bis Dörfles-Esbach (Mast 124) und vor dem UW Redwitz (Mast 183) werden Donaumaste verwendet. Im Bereich der Anbindung der 110-kV-Leitung an die neu zu errichtende Leitung werden Sondermaste verwendet, um die Aufnahme der Stromkreise zu ermöglichen. Rückbau und Einbindung (E10018) Im Zuge des Neubaus der Leitung soll die bestehende (E10018) der E.ON Netz GmbH auf einer Strecke von ca. 20 km zurück gebaut werden. Der Rückbau der 110-kV-Leitung erfolgt nach Errichtung der neuen 380/110-kV-Leitung. Da der Abbau der 110-kV-Leitung durch den hier beantragten Neubau ermöglicht wird, ist auch 8

9 diese Maßnahme Gegenstand dieses Verfahrens. Zurück gebaut werden dabei die Masten 16 bis 26, und Um die Versorgungssicherheit auf der Ebene des Verteilnetzes (110 kv) aufrecht zu erhalten, müssen bestehende Anbindungen an das Bestandsnetz im Bereich Dörfles- Esbach, Waldsachsen, Ebersdorf und Redwitz wiederhergestellt werden. Diese Anbindungen, die die Errichtung von 4 Masten (16n in Dörfles-Esbach, 26n in Waldsachsen und 66n und 67n in Sonnefeld und Frohnlach) umfassen, sind ebenfalls Gegenstand dieser Planfeststellung. Der Eigentümer und Betreiber der betroffenen 110-kV-Leitung hat der von TTG beantragten Planfeststellung in Bezug auf seine Leitungen zugestimmt. Die bestehende 110-kV-Leitung von Coburg nach Redwitz stammt überwiegend aus dem Jahr Durch Sanierungsmaßnahmen und Anstricharbeiten aus dem Jahr 2006 und 2009 wird die Leitung nach dem anerkannten Stand der Technik betrieben. Durch die Kombination der Neubaumaßnahme einer 380/110-kV-Leitung mit der Rückbaumaßnahme der 110-kV-Leitung in einem Planfeststellungsverfahren besteht zudem die Möglichkeit, die durch die neue Leitung verursachten Eingriffe in den Naturhaushalt und das Landschaftsbild durch den Rückbau der 110-kV-Leitung auszugleichen. Maßnahme Umspannwerk Redwitz Aus betrieblichen Gründen sind im Umspannwerk Redwitz Anpassungen im Bereich der Schaltfelder und Einbindungspunkte herzustellen. Diese Maßnahmen sind nicht Bestandteil des hier zur Planfeststellung vorzulegenden Antrags. Ausreichend ist hierfür eine Anzeige nach 15 BImSchG. Zusätzlich soll für den Bau der Steuerzellen und der Spulenfundamente eine Baugenehmigung eingeholt werden. Von der Änderung des Umspannwerks gehen keine erheblichen nachteiligen Umweltauswirkungen aus. 9

10 Abbildung 2: Umbaumaßnahme im UW-Redwitz Umbau Mast 1 der 380-kV-Leitung Redwitz Remptendorf (B150) Durch die genannten Umbauten im Umspannwerk Redwitz verändern sich die Anknüpfungspunkte der bestehenden 380-kV-Leitung (Nr. B150) von Redwitz nach Remptendorf. Eines der vorhandenen Systeme dieser Leitung wird weiter nördlich als bisher in das UW Redwitz eingebunden. Dazu muss der erste Mast der Leitung B150 geringfügig an anderer Stelle neu errichtet werden. Der bestehende Mast wird abgebaut. Der Abbau und Neubau dieses Mastes sind ebenfalls Teil dieses Planfeststellungsverfahrens. Umstellung der Leitung von Redwitz nach Grafenrheinfeld auf 380 kv Nicht Gegenstand dieses Planfeststellungsverfahrens ist die Umstellung eines Systems der Bestandsleitung von Redwitz nach Grafenrheinfeld (B146) von 220 kv auf 380 kv sowie die damit zusammenhängenden Stromkreisumschwenkungen vor dem UW-Redwitz, einschließlich Rückbau der Beseilung und Rückbau Maste 56 und 57 dieser Leitung. Hierfür wird ein gesondertes Planfeststellungsverfahren durchgeführt. Die genauen Trassenverläufe und Maßnahmen sind den Übersichtsplänen der Anlage 3 bzw. den Lage-/ Grunderwerbsplänen der Anlage 5 zu entnehmen. 10

11 1.2.3 Vom Leitungsverlauf und vom Rückbau betroffene Gebietskörperschaften Im Folgenden sind alle von dem Neubauvorhaben betroffenen Landkreise, Städte und Gemeinden aufgeführt: Tabelle 1: Städte und Gemeinden entlang und außerhalb der Trasse Stadt/Gemeinde Berührte Gemarkungen Landkreis Coburg Stadt Rödental Gemeinde Dörfles-Esbach Gemeinde Ebersdorf b. Coburg Gemeinde Grub a. Forst Gemeinde Sonnefeld Gemeinde Weidhausen b. Coburg Gemeinde Ahorn Kreisfreie Stadt Coburg Stadt Coburg Landkreis Lichtenfels Gemeinde Marktgraitz Gemeinde Michelau i. Ofr. Markt Marktzeuln Redwitz a.d. Rodach Weißenbrunn vorm Wald, Schönstädt, Fornbach, Mittelberg, Waltersdorf, Lauterburg, Oberwohlsbach, Unterwohlsbach, Oeslau, Waldsachsen Esbach, Dörfles b. Coburg Oberfüllbach, Coburger Forst-Südost, Friesendorf, Großgarnstadt, Frohnlach, Rohrbach Sonnefelder Forst West, Sonnefeld, Weischau, Sonnefelder Forst-Süd Weidhausen b. Coburg, Trübenbach Ahorn, Schafhof Rögen, Neu und Neershof Marktgraitz Lettenreuth Marktzeuln, Zettlitz Redwitz a.d. Rodach Im Folgenden sind alle von dem sich anschließenden Rückbau der bestehenden 110-kV- Leitung betroffenen Kreise, Städte und Gemeinden aufgelistet: Tabelle 2: Städte und Gemeinden entlang der Trasse Stadt/Gemeinde Berührte Gemarkungen Landkreis Coburg Stadt Rödental Gemeinde Dörfles-Esbach Gemeinde Ebersdorf b. Coburg Gemeinde Grub a. Forst Gemeinde Weidhausen b. Coburg Kreisfreie Stadt Coburg Stadt Coburg Landkreis Lichtenfels Gemeinde Michelau i. Ofr. Markt Marktzeuln Redwitz a.d. Rodach Oeslau, Waldsachsen Esbach, Dörfles b. Coburg Oberfüllbach, Coburger Forst-Südost, Großgarnstadt, Frohnlach, Friesendorf Rohrbach Weidhausen b. Coburg Rögen, Neu- und Neershof Lettenreuth Marktzeuln, Zettlitz Redwitz a.d. Rodach 11

12 2 Inhalt und Rechtswirkung der Planfeststellung Gemäß 43 c Abs. 1 EnWG i.v.m. 75 Abs. 1 VwVfG/Art. 75 BayVwVfG wird durch die Planfeststellung die Zulässigkeit des geplanten Vorhabens einschließlich der notwendigen Folgemaßnahmen an anderen Anlagen im Hinblick auf alle von ihm berührten öffentlichen Belange festgestellt (sogenannte Konzentrationswirkung der Planfeststellung). Weitere behördliche Entscheidungen, insbesondere öffentlich-rechtliche Genehmigungen, Verleihungen, Erlaubnisse, Bewilligungen und Zustimmungen sind neben der Planfeststellung nicht erforderlich. Durch die Planfeststellung werden alle öffentlichrechtlichen Beziehungen zwischen dem Träger des Vorhabens und den durch den Plan Betroffenen rechtsgestaltend geregelt. Privatrechtliche Zustimmungen, Genehmigungen oder dingliche Rechte für die vorübergehende oder dauerhafte Inanspruchnahme von Grundeigentum, die für den Bau und Betrieb der geplanten Anlage notwendig sind, werden durch den Planfeststellungsbeschluss nicht ersetzt und sind vom Vorhabensträger erforderlichenfalls im Wege eines Enteignungsverfahrens separat einzuholen (näheres dazu in Kapitel 8 Grundstücksinanspruchnahme und Leitungseigentum). Dementsprechend werden zu zahlende Entschädigungen auch nicht im Planfeststellungsverfahren festgesetzt. Über die Zulässigkeit der Enteignung wird im Planfeststellungsbeschluss entschieden; der festgestellte Plan ist dem Enteignungsverfahren zugrunde zu legen und für die Enteignungsbehörde bindend ( 45 Abs. 2 Satz 1 EnWG). Ansprüche auf Unterlassung des Vorhabens, auf Beseitigung oder Änderung der Anlagen oder auf Unterlassung ihrer Benutzung sind, wenn der Planfeststellungsbeschluss unanfechtbar geworden ist, ausgeschlossen (vgl. 75 Absatz 2 VwVfG / Art. 75 BayVwVfG. Wird mit der Durchführung des Planes nicht innerhalb von zehn Jahren nach Eintritt der Unanfechtbarkeit begonnen, so tritt der Planfeststellungsbeschluss gemäß 43 c Nr. 1 EnWG außer Kraft. 12

13 3 Antragsbegründung 3.1 Planrechtfertigung Rechtlicher Ausgangspunkt Eine planerische Entscheidung trägt ihre Rechtfertigung nicht schon in sich selbst, sondern ist im Hinblick auf die von ihr ausgehenden Einwirkungen auf Rechte Dritter rechtfertigungsbedürftig (BVerwG, C 14.00, BVerwGE 114, 364). Eine Planung ist dann gerechtfertigt, wenn für das beabsichtigte Vorhaben nach Maßgabe der vom einschlägigen Fachgesetz verfolgten Ziele, einschließlich sonstige gesetzliche Entscheidungen, ein Bedürfnis besteht, d.h. die Maßnahme unter diesem Blickwinkel, also objektiv, erforderlich ist. Das ist nicht erst bei Unausweichlichkeit des Vorhabens der Fall, sondern bereits dann, wenn es vernünftigerweise geboten ist (vgl. BVerwG, C 12/05-, BVerwGE 128, 358). Das geplante Vorhaben dient den Zwecken des 1 EnWG, in dem hierdurch der Bedarf an Stromübertragungskapazitäten gedeckt wird. Der Gesetzgeber hat die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und den vordringlichen Bedarf für das geplante Vorhaben gesetzlich festgestellt, in dem in der Anlage zum EnLAG unter Nr.4 das 380-kV Neubauvorhaben (Altenfeld-) Landesgrenze Redwitz als Teil der Verbindung Halle/Saale - Schweinfurt aufgeführt ist. Mit der Aufnahme in den Bedarfsplan des EnLAG sind die energiewirtschaftliche Notwendigkeit, insbesondere die Vereinbarkeit mit den Zielen des 1 EnWG, und die Vordringlichkeit des betreffenden Vorhabens für das Planfeststellungsverfahren verbindlich festgestellt. Von der Bedarfsfeststellung umfasst sind die Leitung zwischen den Netzverknüpfungspunkten, an denen sie mit dem bestehenden Übertragungsnetz verbunden ist ( 1 Abs. 5 EnLAG), die für den Betrieb von Energieleitungen notwendigen Anlagen und die notwendigen Änderungen an den Netzverknüpfungspunkten ( 1 Abs. 4 EnLAG) und auch alle notwendigen Folgemaßnahmen an anderen Anlagen ( 75 Abs. 1 Satz 1 EnWG). Die gesetzliche Feststellung, dass ein Bedarf besteht, ist für die Planfeststellung wie ggf. auch für gerichtliche Verfahren verbindlich. Dies hat zur Konsequenz, dass für die im Bedarfsplan aufgenommenen Vorhaben von Gesetzes wegen eine Planrechtfertigung bereits besteht. Der hier zur Planfeststellung beantragte Leitungsabschnitt erfüllt diese Voraussetzungen. Darüber hinaus ist es hier ausweislich des Ergebnisses des durchgeführten Raumordnungsverfahrens unter den Zielsetzungen des 1 EnWG, namentlich einer umweltverträglichen Energieversorgung, auch vernünftigerweise geboten, die bestehende 110-kV-Leitung auf einem Gemeinschaftsgestänge mitzuführen und die vorhandene 110-kV- Leitung Coburg Redwitz (LH-07-E10018) nach Inbetriebnahme der Gemeinschaftsleitung zurück zu bauen. 13

14 3.1.2 Hintergrund: Entwicklung der Energiebilanz Hintergrund des zunehmenden Bedarfs an Übertragungskapazitäten ist Folgender: Durch das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) ist es im Norden und Osten Deutschlands in den letzten 10 Jahren zu einer deutlichen Zunahme von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, insbesondere Windenergieanlagen gekommen. Bis 2015 wird für Niedersachsen eine Einspeisung von MW (Onshore MW / Offshore MW) und bis 2020 in Schleswig-Holstein Einspeisungen aus EEG-Anlagen von ca MW (Onshore MW / Offshore MW) prognostiziert. Schon heute übersteigt die in diesen Regionen erzeugte elektrische Leistung bei weitem den regionalen Bedarf. Soweit die produzierte elektrische Energie nicht erzeugungsnah verbraucht wird, ergibt sich ein Übertragungsbedarf für große Leistungen von Nord/Ost nach Süd, da elektrische Energie nicht in großem Maß speicherbar ist. Im Auftrag der Deutschen Energie-Agentur (dena) ist in einer bundesweiten Referenzstudie Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020 (sogenannte dena-i-netzstudie 2005) die Netzsituation unter der Voraussetzung der Errichtung weiterer Windkrafteinspeisungen untersucht worden. Hierbei haben sich im Netz verschiedene Engpässe herausgestellt, zu deren Bewältigung dringend neue Übertragungskapazitäten benötigt werden. Hierbei wurde der Neubau der 380-kV-Leitung zwischen Altenfeld und Redwitz als erforderlich zur Bereitstellung von Übertragungskapazitäten identifiziert. 14

15 Abbildung 3: Aktuelle und zukünftige Entwicklung Erneuerbarer Energien in Deutschland Auf Grund des Zubaus von EEG-Anlagen (insbesondere Windenergieanlagen) in der Regelzone der 50Hertz bei gleichzeitig tendenziell stagnierendem Verbrauch, insbesondere in den ostdeutschen Bundesländern, ist es zur Integration des Ferntransports der Energie aus erneuerbaren Energiequellen notwendig, die horizontale Übertragungskapazität im Netz der 50Hertz und regelzonenüberschreitend zum benachbarten Übertragungsnetzbetreiber TTG zu erhöhen. Mit der Gesamtmaßnahme, d.h. der Leitungsverbindung Lauchstädt Vieselbach Altenfeld Redwitz Grafenrheinfeld (TTG) besteht die Möglichkeit, die Kapazität des Übertragungsnetzes in der betreffenden Region wesentlich zu erhöhen. Ohne die Errichtung und Betriebsbereitschaft dieser Leitung bestünden zu bestimmten Zeiten zunehmend Übertragungseinschränkungen in der südöstlichen Region der Übertragungsnetze zwischen 50Hertz und TTG. Dies hätte zunehmend zur Folge, dass in dieser und in angrenzenden Regionen wiederholt Eingriffe in das Marktgeschehen notwendig sind und Strom aus Windenergieanlagen sowie Strom aus thermischen Kraftwerken zum Teil erheblichen Einspeiseeinschränkungen unterworfen werden müssen. 15

16 Ferner dient die Leitung dem in der Region zeitweise benötigten Redispatch. Hierdurch können Engpässe entlastet werden, indem die Wirkleistungseinspeisung eines oder mehrerer Kraftwerke abgesenkt und die Wirkleistungseinspeisung eines oder mehrerer anderer Kraftwerke an anderer Stelle im Netz gesteigert werden. Erforderlich wird dies insbesondere dann, wenn das Kernkraftwerk Grafenrheinfeld (KKG) mit seiner installierten Leistung von MW abgeschaltet wird. Abbildung 4: Entwicklung der Netzeingriffe im TenneT Gesamtnetz 16

17 Abbildung 5: Eingriffe ins Netz auf ausgewählten Verbindungen Im Winter 2011/2012 war die bestehende Leitung von Remptendorf nach Redwitz die am stärksten belastete Leitung im gesamtdeutschen Netz. Um die Netzstabilität zu gewährleisten, mussten an insgesamt ca Stunden Redispatchmaßnahmen durchgeführt werden. Dies bedeutete im Vergleich zum Vorjahr eine Steigerung um 148%. Durch die hohe Auslastung der bestehenden Leitungen in der Netzregion ist die (n-1)-sicherheit dieser Verbindungen gefährdet. Netzberechnungen hierzu wurden bereits im Rahmen der Studie Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020 (dena-netzstudie I) durchgeführt. Die Ergebnisse sind in der Studie dokumentiert und werden dort im Kapitel begründet und ausführlich dargestellt. Aus den damaligen Untersuchungen folgt, dass ohne die Leitung Lauchstädt - Vieselbach - Altenfeld Redwitz (TTG) für den Abschnitt Lauchstädt Vieselbach, bei Ausfall eines 380-kV-Stromkreises Wahle - Grohnde der verbleibende Stromkreis überlastet wird. Zudem wird bei Ausfall des 380-kV-Stromkreises Pulgar - Vieselbach der zweite Stromkreis Pulgar - Vieselbach überlastet. Auch für den Abschnitt Vieselbach - Altenfeld folgt, dass bei Ausfall des Stromkreises Röhrsdorf - Streumen der zweite Stromkreis Röhrsdorf - Streumen überlastet wird. Für den Abschnitt Vieselbach - Altenfeld ergibt sich, dass bei Ausfall des Stromkreises Remptendorf - Kriegenbrunn der Stromkreis Remptendorf - Oberhaid unzulässig hoch ausgelastet wird. Zusätzlich zur dena-netzstudie I wurden Netzberechnungen durch die Firma Consentec durchgeführt, welche den dringenden Bedarf der Südwestkuppelleitung bestätigen. Die geplante Leitung zwischen den Umspannwerken Vieselbach - Altenfeld - Redwitz (TTG) wird eine wesentliche netztechnische Voraussetzung für die Übertragung der erwarteten Leistungszubauten und die Einspeisungen von regenerativen und konventionellen Kraftwerken schaffen. Die Untersuchungen zeigen, dass sie als Basismaßnahme in einer der Hauptleistungsflussrichtungen von Nordost nach Südwest für die zukünftige Energieversorgung erforderlich ist. Mit anderen Maßnahmen, insbesondere Optimierungen 17

18 im vorhandenen Netz oder Neubauten außerhalb des Untersuchungsraumes, kann der mit dem Vorhaben verfolgte Zweck aus netztechnischer und wirtschaftlicher Sicht nicht sinnvoll erreicht werden Gesetzlicher Auftrag an den Übertragungsnetzbetreiber Der Vorhabensträger ist als Übertragungsnetzbetreiber zur Bereitstellung weiterer Stromübertragungskapazitäten verpflichtet. Gemäß 11 Abs. 1 EnWG sind Betreiber von Energieversorgungsnetzen verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist. Aufgrund 12 Abs. 3 EnWG haben Betreiber von Übertragungsnetzen dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Gemäß 8 Abs. 1 Satz 1 EEG sind Netzbetreiber grundsätzlich verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien (insbesondere auch Windenergieanlagen) unverzüglich vorrangig an ihr Netz anzuschließen und den gesamten aus diesen Anlagen angebotenen Strom vorrangig abzunehmen und zu übertragen. Nach 8 Abs. 4 EEG trifft die Verpflichtung aus 8 Abs. 1 EEG im Verhältnis zum aufnehmenden Netzbetreiber, der nicht Übertragungsnetzbetreiber ist, (1.) den vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber, (2.) den nächstgelegenen inländischen Übertragungsnetzbetreiber, wenn im Netzbereich des abgabeberechtigten Netzbetreibers kein inländisches Übertragungsnetz betrieben wird, oder (3.) insbesondere im Fall der Weitergabe nach 8 Abs. 2 EEG, jeden sonstigen Netzbetreiber. Gemäß 9 Abs. 1 EEG sind Netzbetreiber auf Verlangen der Einspeisewilligen verpflichtet, unverzüglich ihre Netze entsprechend dem Stand der Technik zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, um die Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms aus Erneuerbaren Energien oder Grubengas sicherzustellen. Gemäß 9 Abs. 2 EEG erstreckt sich diese Pflicht auf sämtliche für den Betrieb des Netzes notwendigen technischen Einrichtungen sowie die im Eigentum des Netzbetreibers stehenden oder in sein Eigentum übergehenden Anschlussanlagen. Der Netzbetreiber ist nicht zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau seines Netzes verpflichtet, soweit dies wirtschaftlich unzumutbar ist ( 9 Abs. 3 EEG). 3.2 Planungsleitsätze Da die in Kapitel 2 (Inhalt und Rechtswirkung der Planfeststellung) beschriebene Zuständigkeits-, Verfahrens- und Entscheidungskonzentration keine sachliche Privilegierung des planfestzustellenden Vorhabens, sondern lediglich einen verfahrensökonomisch sinnvollen Verzicht auf die Durchführung mehrerer, selbständiger Genehmigungsverfahren unter umfassender Berücksichtigung aller berührten öffentlichen und rechtlichen Belange 18

19 bedeutet, bleiben die materiellrechtlichen Anforderungen der verfahrensrechtlich verdrängten Rechtsbereiche, beispielsweise des Raumordnungsrechts, des Naturschutzrechts oder des Immissionsschutzrechts bestehen. Das bedeutet, dass zwingend zu beachtende Normen, auch in der Planfeststellung strikt zu beachten sind und nicht in die Abwägung eingehen dürfen (vgl. BVerwG, C 21/89 -, BVerwGE 85, 44, 46; BVerwG, A 1075/04 -, BVerwGE 125, 116, Rn. 448). Die meisten Verbote und Gebote sind ausnahmefähig. Die Ausnahmen kommen aber nur unter strengen Voraussetzungen zum Tragen, d.h. die Trassierung sollte zunächst die Erforderlichkeit von Ausnahmen vermeiden. Lediglich wenn sich abzeichnet, dass Konflikte ansonsten nicht oder nur unter erheblichen Schwierigkeiten lösbar sind, wird auf die Möglichkeit der Ausnahme zurückgegriffen. 3.3 Abwägung Im Rahmen der Planfeststellung ist gem. 43 Satz 3 EnWG eine Abwägung vorzunehmen. In die Abwägung ist an Belangen einzustellen, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden muss. Schließlich darf die Bedeutung der betroffenen öffentlichen und privaten Belange nicht verkannt werden. Auf der Basis der vom Vorhabensträger einzureichenden Unterlagen sowie der Erkenntnisse aus dem Planfeststellungsverfahren hat die Planfeststellungsbehörde eine eigene, nachvollziehende Abwägung vorzunehmen. Die für die Abwägung relevanten Belange werden in den Planfeststellungsunterlagen aufgezeigt und bewertet. 19

20 4 Alternativen/Variantenprüfung 4.1 Rechtlicher Ausgangspunkt Im Rahmen der Alternativen- und Variantenprüfung müssen sich anbietende Alternativlösungen in die Abwägung einbezogen werden, sie müssen mit der ihnen objektiv zukommenden Bedeutung in die vergleichende Prüfung der von den möglichen Alternativen jeweils berührten öffentlichen und privaten Belange Eingang finden und schließlich darf - auf der Ebene des Abwägungsergebnisses - die Bevorzugung einer Lösung nicht auf einer Bewertung beruhen, die zur objektiven Gewichtigkeit der von den möglichen Alternativen betroffenen Belange außer Verhältnis steht (BVerwG, B 10/09, juris Rn. 5; BVerwG, VR 9/07, BVerwG, a 53/97, BVerwGE 107, 142; BVerwG, C 4/95, BVerwGE 100, 238). Kommen Alternativlösungen ernsthaft in Betracht, so hat die Planfeststellungsbehörde sie als Teil des Abwägungsmaterials mit der ihnen objektiv zukommenden Bedeutung in die vergleichende Prüfung der von den möglichen Alternativen/Varianten jeweils berührten öffentlichen und privaten Belange unter Einschluss des Gesichtspunkts der Umweltverträglichkeit einzubeziehen. Die Planfeststellungsbehörde ist nicht verpflichtet, die Prüfung der Alternativen/Varianten bis zuletzt offen zu halten. Sie ist vielmehr befugt, eine Alternative/Variante, die ihr auf der Grundlage einer Grobanalyse als weniger geeignet erscheint, schon in einem frühen Stadium des Verfahrens auszuscheiden. Dabei gilt, dass eine Abwägung nicht bereits dann fehlerhaft ist, wenn sich später herausstellt, dass die verworfene Lösung ebenfalls mit guten Gründen vertretbar gewesen wäre, sondern vielmehr erst dann, wenn sich die ausgeschiedene Lösung als vorzugswürdig hätte aufdrängen müssen 4.2 Technische Alternativen Verzicht auf das Vorhaben (Nullvariante) Ohne Realisierung der geplanten Leitung wären andere technische Optionen auszuschöpfen, um Netzbetriebsmittel wie Freileitungen, Schaltgeräte oder Transformatoren vor einspeisebedingten Überlastungen zu schützen und den (n -1)-sicheren Zustand des Netzes aufrecht zu erhalten und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Einspeisemanagement: Gemäß 11 Abs. 1 EEG sind Netzbetreiber nach 9 EEG ausnahmsweise berechtigt, an ihr Netz angeschlossene Anlagen mit einer Leistung über 100 Kilowatt zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien, Kraft-Wärme-Kopplung oder Grubengas zu regeln, 20

21 soweit andernfalls die Netzkapazität im jeweiligen Netzbereich durch diesen Strom überlastet wäre, sie sichergestellt haben, dass insgesamt die größtmögliche Strommenge aus Erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung abgenommen wird und sie die Daten über die Ist-Einspeisung in der jeweiligen Netzregion abgerufen haben. Dies gilt allerdings unbeschadet der Pflicht zur Erweiterung der Netzkapazität, so dass ein Einspeisemanagement während einer Übergangszeit bis zum Abschluss von Maßnahmen im Sinne des 9 EEG und nicht als endgültige Lösung für Übertragungsengpässe in Betracht kommt. Optimierter Betrieb des vorhandenen Netzes durch Monitoring von Freileitungen: Eine weitere Alternative für die Erhöhung der Übertragungsleistung, wäre ein witterungsgeführter Betrieb von Freileitungen, das sogenannte Monitoring. Das Monitoring von Freileitungen nutzt bei bestimmten Witterungsverhältnissen die besseren Kühlmöglichkeiten für die Leiterseile und ermöglicht so eine höhere Strombelastbarkeit. Die Übertragungskapazität von Freileitungen wird erhöht, wobei aber auch höhere Netzverluste und ein Rückgang der Systemstabilität zu akzeptieren sind. Allerdings kann allein mit Freileitungsmonitoring der zusätzliche Bedarf an Übertragungsleistung nicht gedeckt werden. Beschränkung der Einspeiseleistung thermischer Kraftwerke (Redispatch) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung durch netzbezogene Maßnahmen oder marktbezogene Maßnahmen nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind Betreiber von Übertragungsnetzen im Rahmen der Zusammenarbeit nach 12 Abs. 1 EnWG berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen ( 13 Abs. 2 EnWG). Sollten die netz- oder marktbezogenen Maßnahmen in dem betroffenen Netzgebiet zur Stabilisierung nicht ausreichend oder möglich sein, kann der betroffene Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) den benachbarten Übertragungsnetzbetreiber zur Durchführung des sogenannten Cross Boarder Redispatch auffordern. Dieser ist dadurch verpflichtet in seinem betroffenen Netzgebiet Redispatchmaßnahmen durchzuführen. Redispatchmaßnahmen entsprechen auf Dauer nicht den Zielen des 1 EnWG, und sind daher nicht geeignet, die Realisierung der geplanten Maßnahme zu ersetzen und hinreichende Transportkapazitäten bereitzustellen kV Erdkabel statt 380-kV Freileitung Als technische Alternative zu Höchstspannungs-Freileitungen kommen erdverlegte Kabel in Betracht. Die Verlegung von Erdkabeln auf Höchstspannungsebene entspricht allerdings noch nicht den Zielen des 1 EnWG, so dass diese Alternative nur unter besonderen gesetzlich angeordneten Voraussetzungen in Erwägung zu ziehen ist: 21

22 Versorgungssicherheit Technik Die Ausführung der 380-kV-Leitung als Erdkabel entspricht nicht dem heutigen Stand der Technik. Grund hierfür ist u.a., dass bei Erdkabeln im Höchstspannungs(Drehstrom)bereich (380-kV) im Gegensatz zum 110-kV und Mittelspannungsnetz bislang keine ausreichenden betrieblichen Erfahrungen bestehen. Insbesondere der großräumige Einsatz von Erdkabeln ist im Höchstspannungsnetz noch nicht erprobt. Höchstspannungskabel sind weltweit bislang nur auf wenigen Strecken wie zum Beispiel in Ballungsgebieten von Tokio, Berlin und Madrid im Einsatz. Aktuelle Analysen von CIGRE (Counceil International des Grands Reseaux Electriques) von weltweit im Einsatz befindlichen landverlegten Drehstromkabeln der Höchstspannungsebene zeigen, dass die Nichtverfügbarkeit von Kabeln gegenüber Freileitungen fach höher ist. So beträgt die Reparaturzeit einer Kabelanlage im Durchschnitt rund 600 Stunden (25 Tage). Da vor allem Muffen eine häufige Fehlerquelle darstellen und die 380-kV-Kabel nur in Teilstücken von bis zu ca. 900 Metern transportiert werden können, wächst mit der Länge der Kabelabschnitte die Anzahl der Muffen und damit auch die Gefahr eines Ausfalls. Im Gegensatz dazu liegt die durchschnittliche Reparaturzeit einer Freileitung bei ca. dreieinhalb Stunden. Dementsprechend besteht bei Erdkabeln im Höchstspannungsnetz ein deutlich höheres Risiko der Nichtverfügbarkeit als bei einer Freileitung. Preisgünstigkeit Effizienz Auch ist mit erheblichen Mehrkosten für eine Kabellösung zu rechnen, die sich im Faktor von ca. 4,7 bis ca. 7,3 (Betrachtung der Investitionskosten) bzw. von ca. 3,6 bis ca. 5,8 für die Gesamtkosten bewegen. Die Mehrkosten einer potentiellen Verkabelung im Bereich des Froschgrundsees liegen auf Grund der speziellen topographischen Bedingungen und der langen Horizontalbohrungen bei dem 14 Fachen über der Ausführung als Freileitung und sind der Machbarkeitsstudie aus dem Anlage 21.1 zu entnehmen. Umwelt Der Vergleich der Umweltauswirkungen eines Erdkabels und einer Freileitung zeigt, dass durch ein Kabelvorhaben andere Schutzgüter als durch eine Freileitung beeinträchtigt werden. Wie bei Freileitungen weisen Kabelsysteme Eigenschaften auf, die je nach Naturraumausstattung zu erheblichen Beeinträchtigungen führen können. Bei der Errichtung einer Kabelanlage kommt es vor allem in der Bauphase zu umfangreicheren Eingriffen auf der gesamten zu verkabelnden Strecke. Von der Verlegung eines Erdkabels werden die Schutzgüter Vegetation, Boden und Grundwasser in anderer Intensität belastet als durch eine Freileitung. Vor allem in Bereichen mit hoch anstehendem Grundwasser und entsprechender Empfindlichkeit der Standorte ist ein Erdkabel mit deutlich weitergehenderen Umweltrisiken als eine Freileitung verbunden. Die Avifauna wird bei Ausführung als Freileitung stärker beeinträchtigt als bei einem Erdkabel. Durch eine Markierung des Erdseiles der Freileitung können diese Beeinträchtigungen allerdings - wo dies erforderlich 22

23 ist - insgesamt deutlich gemindert werden. Einer Verkabelung kann daher unter dem Gesichtspunkt der Umweltauswirkungen nicht generell der Vorzug gegenüber einer Freileitung eingeräumt werden. Gesetzliche Schranken Der Bundesgesetzgeber hat den Einsatz der Erdverkabelung im Übertragungsnetz auf der Höchstspannungsebene in 2 EnLAG für die in der Anlage zum EnLAG aufgeführten Leitungen abschließend geregelt. Das EnLAG weist in 2 Abs. 1 vier Pilotvorhaben aus, in deren Rahmen unter bestimmten Voraussetzungen die Erdverkabelung von Teilabschnitten getestet werden kann. Nach 2 Abs. 2 EnLAG ist im Falle des Neubaus auf Verlangen der für die Zulassung des Vorhabens zuständigen Behörde bei einem Pilotprojekt eine Höchstspannungsleitung auf einem technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitt als Erdkabel zu errichten und zu betreiben oder zu ändern, wenn die Leitung 1. in einem Abstand von weniger als 400 Meter zu Wohngebäuden errichtet werden soll, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplans oder im unbeplanten Innenbereich im Sinne des 34 des Baugesetzbuchs liegen, falls diese Gebiete vorwiegend dem Wohnen dienen, oder 2. in einem Abstand von weniger als 200 Meter zu Wohngebäuden errichtet werden soll, die im Außenbereich im Sinne des 35 des Baugesetzbuchs liegen. Optionen für die Leitung Altenfeld-Redwitz Zwar ist das geplante Leitungsbauvorhaben Altenfeld Redwitz als Pilotvorhaben in 2 Abs. 1 EnLAG aufgeführt, die Voraussetzungen für eine Erdverkabelung liegen nach 2 Abs. 2 EnLAG im planfestzustellenden Abschnitt jedoch nur bei der Variante A1 im Bereich Froschgrundsee (Stadt Rödental) vor (Unterschreitung von bestimmten Abständen zu Wohngebäuden in qualifizierten Gebieten). In der für den Bereich Froschgrundsee erstellten gesonderten Alternativen- und Variantenprüfung (Anhang 2 zum Erläuterungsbericht) ist jedoch herausgearbeitet, dass - selbst wenn die Variante A1 im Bereich Froschgrundsee zum Tragen kommen würde - eine Ausführungsweise dieses Abschnitts als Erdkabel im Hinblick auf die technischen Risiken und Mehrkosten nicht vertretbar ist und zwar selbst dann nicht, wenn man abweichend von der Intention des Gesetzgebers einen deutlich kürzeren als 3 km langen Erdkabel-Teilabschnitt bildet. Die Vorteile für die Wohnbebauung stehen in keiner Relation zu den Kosten und den Risiken für die Übertragungssicherheit. Genauere Angaben über die spezifischen Mehrkosten im Bereich des untersuchten Kabel- Teilabschnittes Froschgrundsee können der Machbarkeitsstudie der Firma K2E (Anlage 21.1) entnommen werden. 23

24 Ansonsten kommt es auf der gesamten Trasse des hier zur Planfeststellung beantragten Vorhabens zu keiner Unterschreitung der in 2 Abs. 2 Satz Nr. 1 und 2 EnLAG aufgeführten Abstände, so dass weitere Erdkabelabschnitte aus gesetzlichen Gründen nicht in Betracht zu ziehen sind. Risiken einer optionalen Verkabelung im Bereich Froschgrundsee aus der Sicht des Übertragungsnetzbetreibers Originäre Aufgabe eines Übertragungsnetzbetreibers ist es, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben. Die dena 1 Netzstudie identifiziert die Errichtung der Höchstspannungsverbindung zwischen Altenfeld und Redwitz als erforderliche Netzausbaumaßnahme. Die Maßnahme wurde in den Anhang des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG) aufgenommen, so dass deren energiewirtschaftlicher Bedarf und dringende Notwendigkeit nach 1 Abs. 2 EnLAG gesetzlich festgestellt ist. Bei der Maßnahme handelt es sich um einen zentralen Baustein für das Gelingen der Energiewende. Mit Artikel 1 zur Änderung des Atomgesetzes vom (13. AtGÄndG) wurde gesetzlich festgelegt, dass das Kernkraftwerk in Grafenrheinfeld am abzuschalten ist. Dadurch fällt ein zentraler netzstabilisierender Faktor der Stromproduktion im Süden weg, der die neue Leitung zur Integration der regenerativen Energie aus dem Norden unverzichtbar macht. Hinzu kommt, dass es sich bei der bereits bestehende Leitung zwischen Thüringen und Bayern (Remtendorf Redwitz) um die Leitung im deutschen Netz handelt, welche am stärksten ausgelastet, am häufigsten überlastet und somit den häufigsten Netzeingriffen ausgesetzt ist. Die geplante Verbindung ist zwingend erforderlich, um die Energieversorgung Bayerns auch zukünftig sicher zu stellen. Eine Teilverkabelung ist nach Aussage der Studie im Wege einer Unterbohrung des Froschgrundsees und des Einbringens der zwei Doppelsysteme zwar bautechnisch grundsätzlich möglich, sie stellt aber auf Grund der topographischen Gegebenheiten am Froschgrundsee keine Vorgehensweise dar, die bei der Erprobung einer neuen Technik (Pilotprojekt) zum Einsatz kommen sollte. Es gibt weltweit kein vergleichbares Projekt im AC- Bereich, welches in Ansätzen als Referenzprojekt zum Einholen verlässlicher Erfahrungswerte beitragen könnte. Hier würden Voraussetzungen geschaffen, deren tatsächliche Auswirkungen nicht abschließend abgeschätzt werden können. Besonders problematisch sind hier die langen Horizontalbohrungen von über 700 m, die große Überdeckung der Kabel von über 30 m und die damit einhergehende Nichterreichbarkeit im Schadensfall durch den Verlauf unterhalb eines Gewässers. Selbst ein Totalausfall der Systeme (Common Mode, bspw. durch Bodenverwerfungen im Bereich des Froschgrundsees) kann nicht ausgeschlossen werden. Auf Grund der exponierten Bedeutung der Leitung im vermaschten westeuropäischen Verbundnetz sind Einschränkungen der Transportkapazität oder Verfügbarkeit, die derzeit bei Kabellösungen im Drehstromnetz noch zu befürchten sind, nicht hinnehmbar. 24

25 Die bisherigen Verkabelungsabschnitte in Deutschland werden ausschließlich unter sehr günstigen Bedingungen betrieben. In Berlin wurde beispielsweise ein Doppelsystem in einem begehbaren Tunnel installiert, wo das Kabel im Störfall jederzeit erreicht werden kann. Dennoch ist es auf Grund der Nichtverfügbarkeit entsprechender Ersatzteile (Kabelendverschlüsse) in der Vergangenheit auch hier zu langen Ausfallzeiten gekommen, obgleich eine gute Erreichbarkeit und somit optimale Voraussetzungen für Reparaturarbeiten vorlagen. Daher sollte der Einsatz von Verkabelungsabschnitten nur für solche Bereiche vorgesehen werden, die sich auf Grund der topographischen und räumlichen Verhältnisse für den Testbetrieb eignen. Dies ist etwa der Fall, wenn eine Verlegung in offener Bauweise mit einer Verlegetiefe von nicht mehr als 1,8 m und in möglichst ebenem Gelände erfolgen kann, so dass im Falle einer Störung möglichst schnell Maßnahmen ergriffen werden können, die zu einer Beseitigung der Engpässe führen. Bei einer Teilverkabelung im Bereich des Froschgrundsees ist die Verlegung in offener Bauweise nicht möglich. Vielmehr müssten hier über eine längere Strecke Horizontalbohrungen durchgeführt werden, so dass sich aufgrund der erschwerten Zugriffsmöglichkeiten auf das Kabel im Störungsfall die Reparaturzeiten im Vergleich zur Verlegung in offener Bauweise wegen des höheren Aufwands bei Ortung des Fehlers, Freilegung des entsprechenden Bereichs und Austausch des defekten Teilstücks wesentlich verlängern. Es ist mit Ausfallzeiten von mehreren Monaten (6-8) zu rechnen. Bei den untersuchten Varianten kommt die Machbarkeitsstudie (Anlage 21.1) zu dem Ergebnis, dass die Varianten, die eine Umgehung des Froschgrundsees mit einer Annäherung an Weißenbrunn vorsehen, aus Gründen des Platzmangels der durch die Effelder und Itz verursachten Geländesprünge, nicht ausführbar sind. Somit sind lediglich für die Varianten mit Unterbohrung des Froschgrundsees auch weitergehende Untersuchungen der elektrischen Funktionalität durchgeführt worden (Variante 3 und 3a). Die Untersuchungen kommen zum Ergebnis, dass die Übertragungsleistung bei den geforderten Parametern von A (Grundlast) und bei einem n-1 Fall von A bis 15 Stunden hinsichtlich der thermischen Eigenschaften gewährleistet ist. Dies ist allerdings nur dann der Fall, wenn die Kabelschutzrohre zur Abführung der entstehenden Wärme mit Bentonit ausgefüllt werden und eine optimierte Phasenanordnung bei den Einzelsystemen so gewählt wird, dass die Kabelschirmströme minimiert sind. Werden die Kabelschutzrohre mit Bentonit ausgefüllt, können ggf. beschädigte Kabel nicht mehr geborgen und ausgetauscht werden. Somit müsste eine neue Felsbohrung eingebracht werden. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Verfügbarkeit der erforderlichen Bohrgeräte und der nötigen personellen Ressourcen nicht ohne zeitlichen Vorlauf gegeben ist. Wenn dann zusätzliche Bauzeitbeschränkungen vorlägen, könnten sich die Arbeiten auch über einen noch längeren Zeitraum erstrecken. Neben der Betrachtung der bautechnischen Möglichkeit eine Verkabelung mit Unterbohrung des Froschgrundsees umzusetzen und des Nachweises der elektrotechnischen Funktionalität, ist auch zu berücksichtigen, dass das Kabel hohen netzplanerischen Anforderungen während des Betriebs gerecht werden muss. Beide Freileitungsvarianten im Bereich der ICE-Brücke können diesen Ansprüchen unter dem Aspekt der langen Betriebserfahrung, der geringen Anfälligkeit gegenüber Störungen, den geringen 25

26 Ausfallzeiten und der Möglichkeit im n-1 Fall entsprechende Ströme von A über einen langen Zeitraum zu transportieren, bestmöglich entsprechen. Folgendes kommt hinzu: Nach den Annahmen des von der Bundesnetzagentur bestätigten Netzentwicklungsplans 2012 wird die geplante Leitung zu einer Erhöhungen der Übertragungsfähigkeit in der Größenordnung von MW/ pro System bzw MW/ Doppelsystem beitragen. Wie oben ausgeführt, ist es im Fehlerfall für 15 h möglich, ca MW über das parallele System zu übertragen. D.h. die nicht übertragbaren 650 MW müssen durch in Betrieb befindliche parallele Stromkreise (z.b. RED-RDF) aufgenommen werden. Ist eine solche Situation für mehrere Monate gegeben was wie oben geschildert im Störfall wahrscheinlich ist - muss eine (n-1)-betrachtung durchgeführt werden, um die Systemsicherheit im europäischen Übertragungsnetz zu gewährleisen. Dies führt dazu, dass als reale maximale Übertragungsfähigkeit des verbleibenden Systems nicht die tatsächlich verbleibende Kapazität von MW, sondern nur die Hälfte davon anzusetzen ist. Damit verdoppelt sich die im Übrigen zu verteilende Leistung. Dabei sind Ringflüsse über benachbarte Übertragungsnetzbetreiber in Kauf zu nehmen, die zu einer Überlastung in deren Netzen führen können. Da derzeit schon zahlreiche Netznutzungsfälle auftreten, die schon im ungestörten Betrieb zusätzlichen Redispatch als Sofortmaßnahme bzw. weiteren Netzausbau als Langfristmaßnahme (gemäß NEP von 2012) notwendig machen, ist davon auszugehen, dass im Störungsfall (Ausfall eines Kabelsystems) zusätzliche Maßnahmen in erhöhtem Umfang und zeitlicher Dauer zur Wahrung der Systemsicherheit einzuleiten sind. Derzeit ist nicht garantiert, dass dafür ausreichend Abhilfemaßnahmen (z.b. Kraftwerksreserven im Süden, vergl. Winterbericht BNetzA) zur Verfügung stehen. Zudem sprechen folgende bautechnischen Aspekte gegen eine Teilverkabelungsvariante im Bereich Froschgrundsee 1. Durch die im Genehmigungsfall noch erforderlichen Baugrunduntersuchungen und durch die lange Bauzeit von bis zu 2 Jahren ist eine Inbetriebnahme der Gesamtmaßnahme bis Ende 2015 nicht möglich. Ungünstige geologische Verhältnisse können zu unkalkulierbaren bautechnischen Risiken und weiteren Zeitverzögerungen führen. 2. Die geologischen Verhältnisse unterhalb des Froschgrundsees können derzeit nur schwer abgeschätzt werden und stellen somit ein nicht kalkulierbares Risiko dar. Es müssten umfangreiche und langwierige Bodenuntersuchungen durchgeführt werden, um die Stabilität des Untergrundes einschätzen zu können. In Verbindung mit unterschiedlichen Wasserständen (Niveauunterschied von bis zu 12 m) können ggf. die Bohrkanäle/Kabelschutzrohre mechanisch oder hydraulisch belastet werden. 3. Während der Bauzeit ist in den Bereichen mit offener Bauweise mit erheblichem Schwerlastverkehr zu rechnen. Der abzufahrende Erdaushub und das anzuliefernde Bettungsmaterial zur thermischen Stabilisierung erfordern je hundert Meter Trassenlänge mindestens LKW-Fahrten (550 m³). Zudem müssten im Offenlandbereich in großem Umfang temporäre Baustraßen angelegt werden, um diesem Umstand Rechnung zu tragen. Auch die Eingriffe in gewachsene Bodenschichten mit bis zu 45 m 26