Ökobilanz eines Solarstromtransfers von Nordafrika nach Europa

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1 TECHNISCHE UNIVERSITÄT BRAUNSCHWEIG Fakultät für Physik und Geowissenschaften Ökobilanz eines Solarstromtransfers von Nordafrika nach Europa Diplomarbeit von Nadine May Erster Referent: Prof. Dr. Wolfgang Durner Zweiter Referent: Prof. Dr. Otto Richter Braunschweig, den 17. August 2005

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3 Vorwort Im Folgenden möchte ich mich für die Unterstützung einer Reihe von Personen recht herzlich bedanken, ohne die die Anfertigung dieser Diplomarbeit nicht möglich gewesen wäre. Herrn Prof. Dr. Wolfgang Durner und Herrn Prof. Dr. Otto Richter möchte ich recht herzlich für die Übernahme des Haupt- bzw. Co-Referats danken. Mein besonderer Dank gilt auch meinem Betreuer Dr. Franz Trieb am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt in Stuttgart, der mich für diese spezielle Thematik der Erneuerbaren Energien erst sensibilisiert hat und mir immer wieder neue Denkansätze vermitteln konnte. Daneben sei auch Dr. Peter Viebahn gedankt, der mir speziell für die Erstellung der Ökobilanz immer wieder beratend zur Seite gestanden hat. An dieser Stelle möchte ich auch die gesamte Abteilung für Systemanalyse und Technikbewertung am Institut für Technische Thermodynamik des DLR in Stuttgart erwähnen, in deren Umfeld ich mir viele neue Erkenntnisse aneignen konnte und mir das Arbeiten sehr viel Spaß bereit hat. Weiterhin möchte ich mich ganz herzlich bei Herrn Klaus Treichel und Herrn Bo Normark von der Firma ABB bedanken, die mir bezüglich der Zusammenstellung von technischen Daten eine entscheidende Hilfe gewesen sind. III

4 Zusammenfassung Die gegenwärtige Energieversorgung beruht zum größten Teil auf fossilen Energiequellen. Aufgrund von sich verknappenden Ressourcen und einem weltweit anwachsenden Energiebedarf und der damit verbundenen Zunahme der Umweltbelastungen müssen langfristig gesehen andere Energiequellen erschlossen werden. In diesem Zusammenhang wird auf das große Solarenergiepotenzial in Nordafrika hingewiesen, welches theoretisch den Weltenergiebedarf um ein Vielfaches deckt. Unter Einsatz solarthermischer Kraftwerkstechnologie kann vor Ort Solarstrom produziert und mit Hilfe von Hochspannungsgleichstromübertragungen auch über große Entfernungen verlustarm nach Europa transportiert werden. In dieser Arbeit werden dazu die Umweltauswirkungen beschrieben, die sich aus der Installation der diesbezüglich notwendigen, neuen Infrastruktur ergeben. Weiterhin wird eine GIS-gestützte Trassenlegung unter ökologischen Gesichtspunkten durchgeführt. Die resultierenden Trassen werden zusammen mit den Kraftwerken im Rahmen einer Ökobilanzierung auf mögliche Umweltwirkungen und stoffliche und energetische Ressourcenverbräuche untersucht. Dabei kann gezeigt werden, dass die Stromleitung im Vergleich zum Kraftwerk nur einen geringen Beitrag zu den auftretenden Umweltwirkungen leistet. Der Vergleich der auf eine Kilowattstunde normierten Gesamtergebnisse aus der Wirkungsabschätzung mit einem Referenzstrom-Mix ergibt in allen Bereichen eine deutlich geringere Umweltbelastung. Nur was die stofflichen Ressourcenaufwendungen betrifft, sind größere Stoffmengen zum Aufbau der Infrastruktur notwendig. IV

5 Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Deckung des gegenwärtigen Elektrizitätsbedarfs Nutzung erneuerbarer Energieressourcen Solarthermische Kraftwerke Strahlungsangebot im Mittelmeerraum Solarthermisches Gesamtertragspotenzial Stromversorgungsnetze Mediterraner Ringschluss Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Energietechnischer Vergleich Freileitung/Kabel Wechselstrom Gleichstrom Technologie Geschichte der HGÜ Prinzip einer HGÜ Einsatzmöglichkeiten und Beispiele bestehender HGÜ-Trassen Verluste der Freileitungsübertragung Verluste der Kabelübertragung Kostenvergleich Umweltauswirkungen von Freileitungen Flächenverbrauch Landschaftsbild Elektrische und magnetische Felder Gefährdungspotenzial für Tiere und Pflanzen Gefährdungspotenzial für Boden und Grundwasser Umweltauswirkungen von Erdkabeln Umweltauswirkungen von Seekabeln Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Erzeugung einer Ausschlussmaske Ausschlusskriterium: Schutzgebiet Ausschlusskriterium: Industriestandorte Ausschlusskriterium: Besiedlungsräume Ausschlusskriterium: Meerestiefe Ausschlusskriterium: Hydrologische Merkmale Ausschlusskriterium: Geomorphologische Merkmale Erzeugung einer isotropen Reibungskarte Landbedeckung Kulturelle und religiöse Stätten Infrastruktur Naturgefahren Erzeugung einer anisotropen Reibungskarte Berechnung der Kosten-Abstands-Karte und Trassenlegung V

6 9 Analyse der Ergebnisse Trasse 1: Algerien-Aachen Trasse 2: Libyen-Mailand Trasse 3: Ägypten-Wien Auswertung Produktökobilanz - Life Cycle Assessment ISO Standardisierung Stoffstromnetze Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Ziel und Untersuchungsrahmen Festlegung der Systemgrenzen Gegenstand der Modellierung Datenbasis und Prozesse Verwendete Module Dienstleistungen Einschränkungen und geografische Konsistenz Auswahl der Wirkungskategorien Sachbilanz Modellierung des solarthermischen Kraftwerks Modellierung der HGÜ Wirkungsabschätzung und Auswertung Solarthermisches Kraftwerk HGÜ Bilanzvergleich der drei Trassen Energetische Amortisationszeit Mehrbelastung mit veränderten Modulen (Bezugsjahr 2010) Normierung und Vergleich der Ergebnisse mit dem Referenzstrom-Mix in 2030/ Ergebnisse und Schlussfolgerungen Referenzangaben Verwendete Datensätze Anhang VI

7 Abbildungsverzeichnis Abb. 1: Tagesverläufe des Leistungsbedarfs in Deutschland immer am dritten Mittwoch im Monat für das Jahr Abb. 2: Einsatz von Kraftwerken zur Deckung der Grund-, Mittel- bzw. Spitzenlast6 Abb. 3: Strom-Mix 2004 innerhalb der UCTE...6 Abb. 4: SEE Idealszenario einer nachhaltigen, globalen Energieversorgung bis zum Jahr Abb. 5: Prinzip der solarthermischen Strom- und Wärmeerzeugung...8 Abb. 6: Solarthermische Kraftwerkstypen...9 Abb. 7: Jahressumme 2002 der Direktnormalstrahlung [kwh/m²] in den Mittelmeeranrainerstaaten und auf der Arabischen Halbinsel...10 Abb. 8: Monatlicher Energieertrag eines solarthermischen Kraftwerks an Standorten unterschiedlicher Strahlungsangeboten...11 Abb. 9: Kraftwerkssimulation für den Standort El Kharga in Ägypten...11 Abb. 10: Kraftwerkssimulation für den Standort Madrid in Spanien Abb. 11: Kraftwerksimulation für den Standort Freiburg in Deutschland Abb. 12: Theoretischer Flächenbedarf zur Deckung des Elektrizitätsbedarfs der Welt, Europas (EU-25) und Deutschlands...13 Abb. 13: Synergien zwischen Europa und Nordafrika...14 Abb. 14: Europäisches und nordafrikanisches Stromnetz...16 Abb. 15: Verbundnetze im Mittelmeerraum...17 Abb. 16: Importe (+) und Exporte (-) in GWh zwischen den Mittelmeeranrainerstaaten im Jahre Abb. 17: Geplanter Ringschluss...19 Abb. 18: 400kV Leiterseil und Verbundseilschema...22 Abb. 19: Mastbilder für Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen:...22 Abb. 20: Aufbau eines Seekabels...24 Abb. 21: Dreiphasiger Wechselstrom...24 Abb. 22: Viererbündelleiter eines Hochspannungssystems Abb. 23: Vergleich der Übertragungskapazitäten von AC und DC Kabeln...29 Abb. 24: Schaltbild eines monopolaren (oben) und bipolaren Systems (unten)...31 Abb. 25: Prinzipskizze einer Hochspannungsgleichstromübertragung...33 Abb. 26: HGÜ-Verluste in Abhängigkeit von Übertragungsspannung und Entfernung Abb. 27 : Vergleich der Investitionskosten von AC und DC...38 Abb. 28: Benötigte Anzahl von parallel stehenden Masten um 10 GW zu übertragen...43 Abb. 29: Typische Mastkonstruktionen einer Hochspannungswechselstrom- bzw. Hochspannungsgleichstromfreileitung (Quelle: Arrillaga, 1998)...43 Abb. 30: Links: Elektrisches Feld unter einer DHÜ-Freileitung in 1 m Höhe über Erdboden; Rechts: Elektrisches Feld unter einer 450kV DC-Freileitung...46 Abb. 31: Links: Natürliches Gleichfeld; Rechts: Blitzableitereffekt Abb. 32: Magnetisches Feld unter einer DHÜ-Freileitung in 1 m Höhe über Erdboden...49 Abb. 33: Bewirtschaftung im Trassenschutzstreifen...54 Abb. 34: Kosten für die Trassenpflege...54 Abb. 35: Links: Magnetisches Feld über einem AC-Erdkabel; Rechts: Spezifischer Wärmewiderstand eines Sandbodens unterschiedlicher Feuchte...58 Abb. 36: Gleichstrom-Seekabel im Nord-Ostsee-Raum...60 VII

8 Abb. 37: Profilschnitt durch die Straße von Otranto Abb. 38: Umweltauswirkungen eines Seekabels in Abhängigkeit von der Verlegungstiefe unter dem Meeresboden (hier als GOK) während der Betriebs- und Verlegungsphase Abb. 39: Karte der Direktnormalstrahlung [kwh/m²/a] mit Ausschlussflächen Abb. 40: Gemeinsame Schnittmenge der Datensätze von DCW und GLCC Abb. 41: Ausschlussmaske für den Mittelmeerraum Abb. 42: Landbedeckung im Mittelmeerraum Abb. 43: Bevölkerungsdichte im Mittelmeerraum Abb. 44: Abstandskarte des Stromnetzes im Mittelmeerraum in Kilometern Abb. 45: Erdbebengefährdung Abb. 46: Gefährdung durch Vulkanausbrüche Abb. 47: Gefährdung durch Winterstürme Abb. 48: Gefährdung durch Tornados Abb. 49: Hagelgefährdung Abb. 50: Gefährdung durch Gewitter Abb. 51: Tsunamigefährdung Abb. 52: Isotrope Gesamt-Reibungskarte Abb. 53: Directional Bias Function Abb. 54: Kostenabstandskarte für Trasse 1 (links) und Trasse 2 (rechts) Abb. 55: Modellierte Trassenführung für einen Solarstromimport Abb. 56: Geländeprofil [m ü. NN] der Trasse 1 von Aachen nach Algerien und zugehöriges hypsografisches Höhenmodell Abb. 57: Geländeprofil [m ü. NN] der Trasse 2 von Mailand nach Libyen und zugehöriges hypsografisches Höhenmodell Abb. 58: Geländeprofil [m ü. NN] der Trasse 3 von Wien nach Ägypten und zugehöriges hypsografisches Höhenmodell Abb. 59: Grad der Landnutzung und Sichtbarkeit einer Stromtrasse Abb. 60: Trassenabstände zum Referenzstromnetz Abb. 61: Produktkette von der Wiege bis zur Bahre Abb. 62: Petri-Netz mit den wesentlichen Netzelementen Abb. 63: Strom-Mix 2010 und Abb. 64: Stoffstromnetz des Parabolrinnenkraftwerks Abb. 65: Subnetz für die Solarfeldherstellung Abb. 66: Stoffstromnetz der Hochspannungsgleichstromübertragung Abb. 67: Subnetz für die Kabelherstellung Abb. 68: Subnetz für die Freileitungsherstellung Abb. 69: Unterteilung der Trassen in zwei Abschnitte für die Transportmodellierung Abb. 70: Prozentuale Anteile des Kraftwerks und der HGÜ an den Umweltwirkungen (Trasse 1, Bezugsjahr 2030) Abb. 71: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch der Kraftwerkskomponenten bzw. in den Lebenswegphasen des Kraftwerks (Trasse 1, Bezugsjahr 2030) Abb. 72: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch der Solarfeldkomponenten bzw. in den Lebenswegphasen des Solarfeldes (Trasse 1, Bezugsjahr 2030) Abb. 73: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch in den Lebenswegphasen der HGÜ (Trasse 1, Bezugsjahr 2030) VIII

9 Abb. 74: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch der Freileitungskomponenten und des Transports (Trasse 1, Bezugsjahr 2030) Abb. 75: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch der Seekabelkomponenten und des Transports (Trasse 1, Bezugsjahr 2030) Abb. 76: Trassenvergleich für KEA und Treibhauseffekt Abb. 77: Trassenvergleich für Sommersmog und Partikelbelastung Abb. 78: Trassenvergleich für Versauerungs- und Eutrophierungspotenzial Abb. 79: Trassenvergleich für Kohlendioxid und Eisen Abb. 80: Trassenvergleich für Bauxit und Kupfer Abb. 81: Prozentuale Mehrbelastung der jeweiligen Trasse aus 2030 bei Zugrundelegung eines veränderten Strom-Mix und veränderter Vorketten mit dem Bezugsjahr Abb. 82: Normierung der Ökobilanzergebnisse für Trasse 1 (Kraftwerk+HGÜ aus 2030) auf 1 kwh Solarstrom, Referenz: Strom-Mix von 2030 bzw wird auf 100% gesetzt Abb. 83: Normierung aller Trassen mit dem Bezugsjahr 2030 auf 1 kwh el und Vergleich mit dem Referenzstrom-Mix in 2030 bzw Abb. 84: GLOBE-Datensätze Abb. 85: ETOPO2-Datensätze Abb. 86: Modell zur Trassenlegung Abb. 87: Ausschlussmaske für die Trassenlegung Abb. 88: Landbedeckung im Mittelmeerraum Abb. 89: Digitales Geländemodell Abb. 90: Ausschlusskriterien für den Kraftwerksstandort Abb. 91: Anteile an den Umweltwirkungen von Kraftwerk und HGÜ (Trasse 2, 2030) Abb. 92: Anteile an den Umweltwirkungen von Kraftwerk und HGÜ (Trasse 3, 2030) Abb. 93: Umweltwirkungen in den Lebenswegphasen der HGÜ (Trasse 2, 2030) Abb. 94: Umweltwirkungen des Freileitungsabschnitts (Trasse 2, 2030) Abb. 95: Umweltwirkungen des Seekabelabschnitts (Trasse 2, 2030) Abb. 96: Umweltwirkungen in den Lebenswegphasen der HGÜ (Trasse 3, 2030) Abb. 97: Umweltwirkungen des Freileitungsabschnitts (Trasse 3, 2030) Abb. 98: Umweltwirkungen des Seekabelabschnitts (Trasse 3, 2030) Abb. 99: Lebenswegphasen von Kraftwerk 2 (2030) Abb. 100: Komponenten und Lebenswegphasen des Solarfeldes von Kraftwerk 2 (2030) Abb. 101: Lebenswegphasen von Kraftwerk 3 (2030) Abb. 102: Komponenten und Lebenswegphasen des Solarfeldes von Kraftwerk 3 (2030) Tabellenverzeichnis Tab. 1: Spannungsebenen innerhalb Deutschlands...15 Tab. 2: Geplante Verknüpfungen zwischen den Mittelmeeranrainern...19 IX

10 Tab. 3: Bestehende Hochspannungsgleichstromübertragungen Tab. 4: Verluste in Abhängigkeit von der Übertragungsspannung Tab. 5: Verlustangaben für eine HGÜ aus der Literatur Tab. 6: Gegenwärtige Kostenangaben aus der Literatur Tab. 7: Kenndaten einer AC- und DC-Freileitungsübertragung Tab. 8: Beispiele für magnetische Flussdichten Tab. 9: Basisgrenzwerte für elektrische und magnetische Felder Tab. 10: Referenzwerte für den unbefristeten Aufenthalt der Allgemeinbevölkerung in elektrischen und magnetischen Feldern Tab. 11: Vergleich der Elektrodenfeldstärke mit der Mindestfeldstärke für die Auslösung einer Reaktion beim Hering Tab. 12: Start- und Zielpunkte der Trassen Tab. 13: Gefährdungsklassen der einzelnen Naturgefahren Tab. 14: Versicherungsraten und Basisfaktoren Tab. 15: Gesamtversicherungsraten Tab. 16: Verhältnis von erhöhten Kosten zu Basiskosten Tab. 17: Trassenanteile der beteiligten Länder in Kilometern Tab. 18: Statistische Parameter für den Trassenabstand zum Referenzstromnetz Tab. 19: Entfernung der Trassen zu ausgewählten Städten Tab. 20: Prüfbereiche des Umweltbundesamtes Tab. 21: Erweiterter Öko-Kontenrahmen mit Erträgen und Aufwendungen Tab. 22: Verwendete Wirkungskategorien und Aufwendungen Tab. 23: Technische Annahmen für eine 10 GW Grundlastproduktion eines solarthermischen Kraftwerks in Tab. 24: Parameter für den Ferntransport von 10 GW elektrischer Leistung Tab. 25: Transportierte Energiemengen im Laufe der 30 Jahre Betriebszeit Tab. 26: Energetische Amortisationszeit für alle Trassen Tab. 27: Vergleichswerte von 1 kwh el Solarstrom mit dem deutschen Hochspannungs-Strom-Mix in 2010 und Tab. 28: Abnahme der Längsmeridiandistanz zu den Polen hin Tab. 29: Merkmale für die Sichtbarkeitsanalyse05) Tab. 30: Flächenanteile an der Landbedeckung von Trasse Tab. 31: Flächenanteile an der Landbedeckung von Trasse Tab. 32: Flächenanteile an der Landbedeckung von Trasse Tab. 33: Parameterbestimmung für die Modellierung der HGÜ, Trasse Tab. 34: Parameterbestimmung für die Modellierung der HGÜ, Trasse Tab. 35: Parameterbestimmung für die Modellierung der HGÜ, Trasse Tab. 36: Parameterbestimmung für die Kraftwerksmodellierung in Umberto, Trasse Tab. 37: Parameterbestimmung für die Kraftwerksmodellierung in Umberto, Trasse Tab. 38: Parameterbestimmung für die Kraftwerksmodellierung in Umberto, Trasse Tab. 39: Inventardaten der HGÜ 1 (2030) Tab. 40: Inventardaten der HGÜ 2 (2030) Tab. 41: Inventardaten der HGÜ 3 (2030) Tab. 42: Inventardaten des solarthermischen Kraftwerks der Trasse 1 (2030) Tab. 43: Inventardaten des solarthermischen Kraftwerks der Trasse 2 (2030) Tab. 44: Inventardaten des solarthermischen Kraftwerks der Trasse 3 (2030) X

11 Tab. 45: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für HGÜ 1 (2030) Tab. 46: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für HGÜ 2 (2030) Tab. 47: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für HGÜ 3 (2030) Tab. 48: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für HGÜ 1 (2010) Tab. 49: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für HGÜ 2 (2010) Tab. 50: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für HGÜ 3 (2010) Tab. 51: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für Kraftwerk 1 (2030) Tab. 52: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für Kraftwerk 2 (2030) Tab. 53: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für Kraftwerk 3 (2030) Tab. 54: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für Kraftwerk 1 (2010) Tab. 55: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für Kraftwerk 2 (2010) Tab. 56: Auf 1 kwh normierte Ergebnisse der Wirkungsabschätzung für Kraftwerk 3 (2010) Tab. 57: Mehrbelastung im Vergleich zu 2010 (Trasse 1) Tab. 58: Mehrbelastung im Vergleich zu 2010 (Trasse 2) Tab. 59: Mehrbelastung im Vergleich zu 2010 (Trasse 3) Tab. 60: Auf 1 kwh el normiertes Endergebnis der Trasse Tab. 61: Auf 1 kwh el normiertes Endergebnis der Trasse Tab. 62: Auf 1 kwh el normiertes Endergebnis der Trasse Abkürzungen ABB AC Al/St Äq. AVHRR BGR BImSchV BNatSchG CAD CENTREL COMELEC DC DCW DEM DHÜ DIN DLR DMA DNI Asea Brown Boveri Alternating Current Aluminium/Stahl Äquivalent Advanced Very High Resolution Radiometer Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe Bundesimmissionsschutzverordnung Bundesnaturschutzgesetz Computer Aided Design Netzverbund der Länder Polen, Ungarn, Tschechien und Slowakei Maghreb Electricity Committee Direct Current Digital Chart of the World Digital Elevation Model Hochspannungsdrehstromübertragung Deutsche Industrienorm Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt Defense Mapping Agency Direktnormalstrahlung XI

12 DSMW Digital Soil Map of the World DTED Digital Terrain Elevation Data EAT Energetische Amortisationszeit EEA European Environment Agency ELTAM-Projekt Egypt, Libya, Tunisia, Algeria, Morocco EMV Elektromagnetische Verträglichkeit ERS-1 First European Remote Sensing Satellite ESA European Space Agency ESRI Environmental Systems Research Institute ETOPO2 2 Minute Earth Topography EU-25 die 25 Mitgliedsstaaten der Europäischen Union EWG Europäische Wirtschaftsgemeinschaft FAO Food and Agriculture Organization of the United Nations FCKW Fluor-Chlor-Kohlenwasserstoffe FFH Flora-Fauna-Habitat GIS Geoinformationssystem GLCC Global Land Cover Characterization GLOBE Global Land One-kilometre Base Elevation GOK Geländeoberkante GTOPO30 30 Second Global Elevation data GuD Gas- und Dampfkraftwerk HGÜ Hochspannungsgleichstromübertragung HVAC High Voltage Alternating Current HVDC High Voltage Direct Current ICNIRP International Commission Non-Ionizing Radiation Protection IEC International Electronical Commission IFEU Institut für Energie- und Umweltforschung IFU Institut für Umweltinformatik IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change IPS/UPS Integrated Power System/Unified Power System ISO International Organization for Standardization IUCN-WCPA Union for the Conservation of Nature and Natural Ressources World Commission on Protected Areas JRC Joint Research Center KEA Kumulierter Energieaufwand LCA Life Cycle Assessment LEJLS Netzverbund der Länder Libyen, Ägypten, Jordanien, Libanon und Syrien MAGHREB die Länder Marokko, Algerien, Tunesien MED-CSP Concentrating Solar Power for the Mediterranean Region NGA National Geospatial-Intelligence Agency NDVI Normalized Difference Vegetation Index NGDC National Geophysical Data Center NIMA National Imagery and Mapping Agency, früher DMA NMS Northern Mediterranean Countries NOAA National Oceanic and Atmospheric Administration NORDEL Netzverbund der Länder Norwegen, Schweden, Dänemark, Finnland OD Originaldaten OME Observatoire Méditerranéen de l Energie PM10 Partikel < 10 µm PPLP Polypropylen-Laminated Paper PSI Pilkington Solar International PVC Polyvinylchlorid RWE Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk SACOI Sardinia-Corsica-Italy SBP Schlaich, Bergermann & Partner SEE Solar Energy Economy SEGS Solar Electricity Generating System SEMC Southern and Eastern Mediterranean Countries SNL Sandia National Laboratory SOKRATES Solarthermische Kraftwerkstechnologie für den Schutz des Erdklimas STEPS Site Elevation for Concentrating Solar Power Systems STK Solarthermisches Kraftwerk XII

13 STP Solar Thermal Power Plant TESIS Trans-European Synchronously Interconnected System UBA Umweltbundesamt UCPTE Union for the Co-ordination of Production and Transmission of Electricity UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity UHVDC Ultra High Voltage Direct Current UNEP-WCMC United Nations Environment Programme - World Conservation Monitoring Centre UNESCO United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization USGS U.S. Geological Survey UVP Umweltverträglichkeitsprüfung UVPG Gesetz zur Umweltverträglichkeitsprüfung VBA Visual Basic for Applications VDE Verband der Elektrotechniker VDEW Verband der Elektrizitätswirtschaft VPE Vernetztes Polyethylen WDPA World Database on Protected Areas WGS84 World Geodetic System 1984 WHO World Heritage Organization WI Wuppertaler Institut Einheiten W, kw, MW Watt, Kilowatt, Megawatt kwh, GWh, TWh Kilowattstunde, Gigawattstunde, Terawattstunde kwh el Kilowattstunde, elektrisch MJ Megajoule ppb Parts per billion ppm Parts per million V, kv, µv Volt, Kilovolt, Mikrovolt A, ma, MVA Ampere, Milliampere, Megavoltampere µt Mikrotesla Ω Ohm Hz, khz, GHz Hertz, Kilohertz, Gigahertz db Dezibel m. ü. NN Meter über Normalnull C Grad Celsius K Kelvin XIII

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15 1 Einleitung Wenn es um den langfristigen Ausbau einer nachhaltigen Energieversorgung geht, die alle Nachhaltigkeitskriterien der Agenda 21 (Rio Agenda 21, 1992) erfüllen soll, so ist dies ohne die Einbeziehung erneuerbarer Energien nicht realisierbar, da die herkömmliche fossile und nukleare Energiewirtschaft hinsichtlich dieser Kriterien starke Defizite aufweist. Eine nachhaltige Energieversorgung zeichnet sich durch einen geringen Verbrauch an Ressourcen, eine klimaverträgliche und risikofreie Energieerzeugung und eine gerechte Energieverteilung zwischen Industrie- und Entwicklungsländern bzw. auch zwischen Generationen aus. Diese Grundsätze stehen im Gegensatz zur gegenwärtigen Energieversorgung, welche zudem in absehbarer Zeit aufgrund der Ressourcenabnahme einer kontinuierlichen Kostensteigerung entgegensteuert. Würde man auch die externen Kosten mit einbeziehen, also die Kosten für Schäden, die durch die umweltbelastende Energiegewinnung entstehen, ergäben sich zusätzliche Kostensteigerungen. Bei der Nutzung fossiler Energieträger entstehen die Umweltbelastungen hauptsächlich durch Emissionen während des Kraftwerkbetriebs. Diese gefährden die menschliche Gesundheit, treiben Versauerungs- und Eutrophierungsprozesse in den Ökosystemen voran und fördern einen globalen Treibhauseffekt. Was diese negativen Umweltwirkungen anbelangt, sind schon häufig die Grenzen der Regenerationsfähigkeit mancher Ökosysteme überschritten. Als schwierig erweist sich aber immer noch die genaue Erfassung, Bewertung und Quantifizierung von Umweltschäden. Voraussetzung dessen ist die Herstellung eines kausalen Zusammenhangs zwischen der Umweltbelastung und dem resultierendem Schaden (BMU, 2004a). Hingegen wird die globale Klimaerwärmung durch die Freisetzung von CO 2, N 2 O und CH 4 überwiegend als gesichert betrachtet. Viele Länder, darunter auch Deutschland 1, haben sich deshalb konkrete Ziele gesetzt, um besonders den industriellen Ausstoß des klimarelevanten Kohlendioxids zu vermindern. 1 Die Verdopplung des Anteils der Erneuerbaren an der Primärenergie bis 2010, ab da eine Steigerung von 10 % pro Dekade, so dass in 2050 ein Anteil von 50 % erreicht wird. Für die Stromerzeugung wird sogar ein Anteil von 68 % angestrebt. Damit und mit zusätzlichen Effizienzsteigerungen und Einsparungen will Deutschland über das Kyoto-Ziel (minus 21 % bis 2010) hinaus in 2050 eine Verminderung des CO 2 -Ausstoßes um 80 % gegenüber 1990 erreichen (BMU, 2004b). 1

16 Einleitung Bei der Nutzung erneuerbarer Energieressourcen entstehen die Umweltschäden fast ausschließlich durch die stofflichen und energetischen Aufwendungen bezüglich der Herstellung der Baumaterialien und der Errichtung der Kraftwerksanlage. Daraus resultieren geringere, externe Kosten, die zusammen mit den sich ebenfalls degressiv entwickelnden Investitionskosten spätestens im Jahre 2030 auf demselben Energiekostenniveau liegen wie fossile und nukleare Energien (BMU, 2004a). Dennoch besteht im Hinblick auf die Lebensdauer von Kraftwerken und die Entwicklungszeit für neue Technologien bezüglich der Etablierung der Erneuerbaren ein akuter Handlungsbedarf. Das Angebotspotenzial erneuerbarer Energieressourcen ist unbegrenzt, es kann aber Unterschiede in der räumlichen Verteilung aufweisen und zudem zeitlichen Schwankungen unterliegen. Einzelne Regionen sind hinsichtlich einer bestimmten, erneuerbaren Energiequelle besonders begünstigt. Hierzu zählen vor allem die strahlungsintensiven und daher kaum besiedelten Regionen um den nordafrikanischen Wendekreis herum. Ein forcierter Ausbau regenerativer Energieressourcen sollte neben den ländereigenen auch die ausländischen Ressourcen berücksichtigen, die wie im Fall der Solarstrahlung in Nordafrika, den Bedarf vor Ort bei weitem übersteigen. Ein transkontinentaler Stromexport kann somit eine langfristige Einnahmequelle für die Angebotsregionen darstellen. Auf der Seite der Importländer kommt ein Import von Solarstrom der Verpflichtung zur Reduktion der Treibhausgasemissionen zugute. Mit diesem Hintergrund soll im zweiten Abschnitt dieser Arbeit zunächst einmal die gegenwärtige Energieversorgungssituation in Europa samt ihrer Infrastrukturen betrachtet werden. Demgegenüber wird das Potenzial einer solarthermischen Kraftwerkstechnologie zur Nutzung der solaren Energieressourcen in Nordafrika beschrieben. Im dritten Abschnitt soll auf die verschiedenen Technologien zur Übertragung von elektrischer Energie eingegangen und diese gleichzeitig miteinander verglichen werden. Die diesbezüglich auftretenden Umweltwirkungen werden im fünften bis siebenten Abschnitt genauer erläutert. Anhand der gesammelten Erkenntnisse sollen dann insgesamt drei Stromtrassen modelliert werden, welche die Angebotszentren in Nordafrika und die Bedarfs- 2

17 Einleitung zentren in Europa verbinden. Dies geschieht unter ökologischen Gesichtspunkten und mit Hilfe eines Geoinformationssystems. Anschließend wird im zehnten Abschnitt eine Bilanzierung der Umweltwirkungen, die das gesamte Vorhaben zum Import von Solarstrom mit sich bringt, durchgeführt. Am Ende dieser ganzheitlichen Betrachtung soll die Frage beantwortet werden, ob und in welchem Maße der aufgezeigte Solarstromimport zum Aufbau einer nachhaltigen Energieversorgung beitragen kann. Dazu werden die Ergebnisse aus der Ökobilanz u. a. mit einem Referenzstrom-Mix verglichen, der sich größtenteils aus fossilen Energiequellen zusammensetzt. 3

18 2 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika 2.1 Deckung des gegenwärtigen Elektrizitätsbedarfs Alle natürlichen Energieträger, die nicht durch technologische Prozesse umgewandelt oder veredelt worden sind, bezeichnet man als Primärenergieträger, wie z. B. Erdöl, Erdgas, Kohle und Uran. Aber auch erneuerbare Energien wie Solarstrahlung, Windkraft, Geothermie und Biomasse werden hierzu gezählt. Nun werden diese Energieformen in direkt nutzbare oder transportierbare Sekundärenergien umgewandelt, wobei allerdings Verluste in Form von Wärme auftreten. Dies betrifft die Umwandlung in elektrische Energie, Benzin oder Wasserstoff. Die dem Verbraucher zukommende Endenergie wird von ihm in die so genannte Nutzenergie überführt, die z. B. als Licht der Glühbirne oder Wärme der Heizung in Erscheinung tritt. Dabei treten zusätzliche Verluste abhängig vom Wirkungsgrad der jeweiligen Endverbrauchergeräte auf (Beck, 2000). Einen besonderen Stellenwert im Technik- und Informationszeitalter nimmt die elektrische Energie ein, da sie aus allen Primärenergien gewonnen und relativ einfach in andere Energieformen umgewandelt werden und zudem auch noch kostengünstig transportiert werden kann. Dabei ist elektrische Energie an Ladungsträger gebunden und tritt in Form von elektrischem Strom oder potentiell als gespeicherte Ladung in einer Batterie oder einem Kondensator auf. Zum Stromfluss kommt es, wenn sich die Ladungsträger in einem elektrischen Spannungsfeld vom höheren zum niedrigeren Potenzial bewegen. Der Ladungsträgertransport ist an das elektrische Feld gebunden, der Leitungsdraht gibt hingegen nur die Richtung des Flusses vor. Der Bedarf an Elektrizität unterliegt tageszeitlichen und jahreszeitlichen Schwankungen. In Abbildung 1 ist beispielhaft für Deutschland der typische Tagesverlauf der Lastkurven für die einzelnen Monate des Jahres 2000 dargestellt. Die maximale Leistung von ca MW wird in den Wintermonaten einmal um die Mittagszeit und einmal in den Abendstunden abgerufen. Aber auch insgesamt gesehen bewegt sich die Lastkurve auf einem hohen Niveau und fällt nur nach Mitternacht merklich ab. Im Sommer ist der Bedarf allgemein niedriger und es entsteht nur zur Mittagszeit ein deutlicher Peak. 4

19 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika MW :00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 Abb. 1: Tagesverläufe des Leistungsbedarfs in Deutschland immer am dritten Mittwoch im Monat für das Jahr 2000 (Quelle: ESA, 2004). Ein Nachteil der elektrischen Energie ist, dass sie sich nur in kleinen Einheiten speichern lässt, was zur Folge hat, dass die äquivalente Menge der erzeugten Leistung zeitgleich transportiert und auf der Verbraucherseite abgenommen werden muss, um den Bedarf zu decken. Dieses Leistungsgleichgewicht ist Ausdruck des Gesetzes von Angebot und Nachfrage (Beck, 2000). Die Regelung erfolgt u. a. über die Zu- und Abschaltung von Kraftwerken. Der Grundbedarf wird von den nicht regelbaren Laufwasser- und Kernkraftwerken gedeckt (Grundlast). Außerdem werden dazu auch die Braunkohlekraftwerke eingesetzt. Leichte Steigerungen des Bedarfs können mit der Zuschaltung von Steinkohlekraftwerken kompensiert werden (Mittellast). Die darüber hinaus benötigte Energie (Spitzenlast) wird von Gasturbinen- und Pumpspeicherkraftwerken bereitgestellt wie in Abbildung 2 zu sehen ist (Leuschner, 2005). Insgesamt handelt es sich also bei der bereitgestellten, elektrischen Energie um einen Mix aus verschiedenen Energieressourcen, die mit einer teilweise sehr unterschiedlichen Technologie gefördert bzw. erschlossen werden müssen. Im Jahre 2004 setzte sich der Strom-Mix im europäischen Verbundnetz der UCTE wie in Abbildung 3 dargestellt zusammen. Man spricht bei der gegenwärtigen Situation auch von einer zentralen Stromversorgung, die auf den Einsatz von zahlreichen Großkraftwerken basiert. Die Potenziale von dezentralen Energieressourcen, wie die Erneuerbaren, werden bisher nur im geringen Maße ausgenutzt. Davon eine Ausnahme bildet die Wasserkraft, welche in 2004 einen Anteil von 12,9 % an der 5

20 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Gesamterzeugung hatte. Der Rest wird zu 52 % von konventionellen Wärmekraftwerken, zu 32 % von Kernkraftwerken und zu 2,6 % von den übrigen Erneuerbaren bereitgestellt. Insgesamt summiert sich der Anteil der erneuerbaren Energien auf 16 % in 2004, damit ist man vom Ziel, in Europa in 2010 einen Anteil von 22 % zu erreichen, nicht mehr allzu weit entfernt (UCTE, 2005a). Abb. 2: Einsatz von Kraftwerken zur Deckung der Grund-, Mittel- bzw. Spitzenlast (Quelle: Statistisches Bundesamt/VDEW, in: Leuschner, 2005). 6 Abb. 3: Strom-Mix 2004 innerhalb der UCTE (Quelle: UCTE, 2005b).

21 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika 2.2 Nutzung erneuerbarer Energieressourcen Langfristig gesehen kann das gegenwärtige Energiesystem keine Versorgungssicherheit für alle Nationen der Erde gewährleisten. Das stetige Wachstum und die technologische Weiterentwicklung der Bevölkerung lassen den Energiebedarf weltweit steigen, bis zum Jahre 2050 um 33 % gegenüber 2000 (Nitsch, 2003). Dagegen werden die fossilen Reserven immer knapper und die heute schon offensichtlichen Engpässe bei der Bereitstellung von elektrischer Energie und vor allem von Treibstoffen lassen die Preise unaufhaltsam in die Höhe steigen. Die statistische Reichweite von Erdöl beträgt noch 43 Jahre (2001) bei gleich bleibendem Verbrauch, von Erdgas ganze 64 Jahre. Uran hat ohne eine Aufbereitung der Kernbrennstoffe noch eine Reichweite von 40 Jahre und am längsten reicht die Kohle mit 200 Jahren (BGR, 2003 in: BMU, 2004b). Um Konflikte um Energieressourcen und weitere Belastungen der Umwelt zu vermeiden, müssen Alternativen gefunden werden, die die Versorgungssicherheit gewährleisten, das Klima und die Umwelt entlasten, frei von Risiken und zu angemessenen Kosten bereitzustellen sind. Diese Anforderungen an eine nachhaltige Energieversorgung können durch erneuerbare Energien bereits heute und auch in Zukunft erfüllt werden (BMU, 2004b). Abb. 4: SEE Idealszenario einer nachhaltigen, globalen Energieversorgung bis zum Jahr 2050 (Quelle: Nitsch, 2003). 7

22 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Dazu zeigt das Idealszenario SEE einen möglichen Weg zu einer nachhaltigen, globalen Energieversorgung bis zum Jahr 2050, in der insgesamt 73 % des Primärenergiebedarfs mit Erneuerbaren gedeckt werden, woran alle Energiequellen maßgeblich beteiligt sind. Auf die Kernenergie wird ab 2040 ganz verzichtet und vor allem der Beitrag des Erdöls wird in 2050 um 75 % gegenüber dem Jahr 2000 gesenkt. Ab 2030 enthält dieses Szenario auch einen nun merkbaren Anteil an Solarenergie, die sich zu einem Drittel aus Photovoltaik und zu zwei Drittel aus Solarthermie zusammensetzt. Letztere beinhaltet Solarkollektoren zur Wärmebereitstellung und die solarthermischen Kraftwerke, deren Technologie im nächsten Abschnitt genauer betrachtet werden wird Solarthermische Kraftwerke Solarthermische Kraftwerke sind das Sonnenlicht konzentrierende Systeme. Bei einem Rinnen- oder Flachspiegelkraftwerk wird das über einer Spiegelfläche eingefangene Licht direkt auf einen zentralen Absorber gerichtet und erhitzt dort ein synthetisches Thermoöl auf bis zu 400 C. Dieses wird zu einem Wärmeaustauscher geleitet, wo es seine Energie an Wasser abgeben kann. Mit dem entstehenden Wasserdampf wird dann eine Dampfturbine angetrieben, die letztlich den elektrischen Strom produziert. Für diese Systeme besteht aber auch die Möglichkeit der Direktverdampfung. Turmkraftwerke, die als Wärmeträger Luft oder Salz nutzen, können Temperaturen bis 800 C erzielen, wodurch es möglich wird eine Gasturbine und nachgeschaltet noch eine Dampfturbine (GuD) zu betreiben. So lassen sich Spitzenwirkungsgrade von % erreichen. Concentrating Solar Collector Field Solar Heat Fuel Cogen Cycle Thermal Energy Storage Electricity Process Heat solar electricity integrated backup capacity, power on demand increased solar operating hours, reduced fuel input additional process heat for cooling, drying, seawater desalination, etc. Abb. 5: Prinzip der solarthermischen Strom- und Wärmeerzeugung (Quelle: DLR, 2005). 8

23 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Gegenwärtig beträgt die weltweit installierte Leistung 354 MW 2, bis zum Jahre 2010 sollen es schon MW sein (Trieb et al., 1998). Ein rentabler Einsatz solcher Systeme hängt vom Strahlungsangebot und damit auch von den Stromgestehungskosten ab, die die Kosten widerspiegeln, die zur Erzeugung von einer Kilowattstunde elektrischer Energie aufgewendet werden müssen. Die Speicherung der eingefangenen Wärme kann den Betrieb der Anlage auch während der Tageszeit gewährleisten, in der keine Strahlung zur Verfügung steht. Bislang ist die breite Markteinführung dieser Technologie noch nicht gelungen, aber mit der Verteuerung fossiler Energieträger wird auch diese Form der Nutzung erneuerbarer Energien zusehends konkurrenzfähig. Abb. 6: Solarthermische Kraftwerkstypen von links oben im Uhrzeigersinn: Linear- Fresnel-Projekt (Solarmundo), Parabolrinnenkraftwerk SEGS (Kalifornien, PSI), Paraboloid Dish Sterling (SBP), Turmkraftwerk-Projekt Solar Two (Kalifornien, SNL) (Quelle: DLR, 2005; Trieb & Milow, 2000) Strahlungsangebot im Mittelmeerraum Die effiziente Nutzung eines solarthermischen Kraftwerks setzt eine hohe, direkte Sonneneinstrahlung am Standort voraus. In Mitteleuropa wird diese Bedingung nicht erfüllt. Am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) wurde ein Modell entwickelt, mit dem die Direktnormalstrahlung, also die Energiemenge, die lotgerecht auf den Spiegel auftrifft, in hoher zeitlicher (1h) und räumlicher (1km) 2 Insgesamt neun Parabolrinnenkraftwerke des Typs SEGS mit einer Gesamtleistung von 354 MW werden seit Mitte der achtziger Jahre in Kalifornien hybrid betrieben (75 % solar, 25 % fossil). 9

24 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Auflösung aus Fernerkundungsdaten abgeleitet werden kann. Eine genauere Modellbeschreibung befindet sich in Schillings et al. (2003). Abbildung 7 zeigt die jährliche Strahlungssumme für das Jahr 2002 im Mittelmeerraum. Die besten Standorte mit bis zu 3000 kwh/a befinden sich in Nordafrika auf Höhe des Wendekreises (ca. 23 nördlicher Breite) in zumeist unbesiedelten Wüstengebieten. Europäische, ans Mittelmeer angrenzende Staaten weisen Werte um 2000 kwh/a und darunter auf. In Mitteleuropa liegen die Werte durchschnittlich bei 700 kwh/a. In diesen Breiten kommen starke tages- und jahreszeitliche Schwankungen der Einstrahlungsmenge hinzu, wodurch ein Dauerbetrieb der Anlage nicht gewährleistet ist. Abb. 7: Jahressumme 2002 der Direktnormalstrahlung [kwh/m²] in den Mittelmeeranrainerstaaten und auf der Arabischen Halbinsel (Quelle: DLR, 2005). In Abbildung 8 wird der monatliche Energieertrag eines solarthermischen Kraftwerks an Standorten mit einer unterschiedlich hohen Einstrahlung dargestellt. Der Standort in El Kharga in Ägypten zeigt dazu den Best Case an. Über das ganze Jahr hinweg bleibt der Energieertrag bei nahezu 100 %, nur in den Wintermonaten kann er auf ca. 80 % abfallen. Umso nördlicher sich der Standort befindet, desto dramatischer sieht dieser Ertragsabfall aus. Im Fall von Madrid und Freiburg als Standorte werden in den Wintermonaten weniger als 20 % erreicht. Nur in den Sommermonaten wird in Madrid ein ähnlich hohes Ertragsniveau wie in Ägypten erzielt. Weiterhin zeigt Abbildung 9-11 für die drei Standorte die stündlichen Monatsmittel der DNI und des Energieertrages eines 50 MW Kraftwerks vom Typ SEGS mit Speichertechnologie. Diese Simulation demonstriert noch einmal die unterschied- 10

25 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika liche Auslastung des Kraftwerks an den verschiedenen Standorten und zeigt, dass in El Kharga durchaus ein Grundlastbetrieb möglich ist (*Meteonorm, 2005). 120% El Kharga Madrid Freiburg Monatlicher Energieertrag 100% 80% 60% 40% 20% 0% Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Abb. 8: Monatlicher Energieertrag eines solarthermischen Kraftwerks an Standorten unterschiedlicher Strahlungsangebote (Quelle: *Meteonorm, 2005). Stündliche Monatsmittel der DNI (W/m²), El Kharga Nov Sep Stündliche Monatsmittel des Energieertrages [MW], 50 MW SEGS, El Kharga Nov Sep Jul Monat Mai Jul Monat Mai Mär Mär Stunde Jan Stunde Jan Abb. 9: Kraftwerkssimulation für den Standort El Kharga in Ägypten. Stündliche Monatsmittel der DNI (W/m²), Madrid Nov Sep Jul Monat Mai Mär Stündliche Monatsmittel des Energieertrages [MW], 50 MW SEGS, Madrid Nov Sep Jul Mai Mär Monat Stunde Jan Stunde Jan Abb. 10: Kraftwerkssimulation für den Standort Madrid in Spanien. 11

26 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Stündliche Monatsmittel der DNI (W/m²), Freiburg Nov Sep Stündliche Monatsmittel des Energieertrages [MW], 50 MW SEGS, Freiburg Nov Sep Jul Monat Mai Jul Monat Mai Mär Mär Stunde Jan Stunde Jan Abb. 11: Kraftwerksimulation für den Standort Freiburg in Deutschland. Damit sind die großen solarthermischen Potenziale ortsgebunden und können nur über eine Stromleitungsverbindung 3 erschlossen werden, wie das allgemein auch schon mit Wasserkraftpotenzialen geschieht. In welchem Maße diese Ressourcen dazu beitragen können den Energiebedarf zu decken, soll im nächsten Abschnitt gezeigt werden Solarthermisches Gesamtertragspotenzial Insgesamt stehen in den nordafrikanischen Ländern Marokko, Algerien, Tunesien, Libyen und Ägypten 3,49 Millionen km² als potenzielle Standorte für solarthermische Kraftwerke zur Verfügung (DLR, 2005). Würde man dieser Fläche einen solaren Stromertrag von 250 GWh el /km² zugrunde legen, so ergäbe sich insgesamt ein Ertrag von TWh el /a. Damit ließe sich rein theoretisch der derzeitige Weltenergiebedarf von TWh/a um ein Vielfaches decken (BMU, 2004b; Statistisches Bundesamt, 2004). Anders ausgedrückt würde eine Fläche von 254 km x 254 km ausreichen, um den Weltbedarf zu decken, für den Bedarf der EU-25 Länder eine Fläche von 110 km x 110 km und der bundesdeutsche Strombedarf von 500 TWh/a könnte auf einer Fläche von 45 km x 45 km erzeugt werden, was 0,03 % aller geeigneten Flächen in Nordafrika ausmacht (BMU, 2004b). 3 Die Verschiffung von elektrolytisch erzeugtem Wasserstoff ist noch nicht bis zur konkurrenzfähigen Marktreife entwickelt worden und wird hier nicht beachtet (Wirtz & Schuchardt, 2003). 12

27 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Diese Betrachtungen dienen einzig und allein dem Zweck, das große Potenzial dieser Energieressource bzw. Technologie aufzuzeigen und sollen nicht den Eindruck erwecken, die alleinige Option für den Ausbau erneuerbarer Energien darzustellen. Vielmehr geht es darum, in jedem Land die Potenziale der vorhandenen, unterschiedlichen Erneuerbaren zu nutzen und zu einem ausgewogenen Mix zu vereinen. Nur wo der Bedarf das Angebot übersteigt, bildet der Stromimport aus solarthermischen Kraftwerken eine sinnvolle Ergänzung. Abb. 12: Theoretischer Flächenbedarf zur Deckung des Elektrizitätsbedarfs der Welt, Europas (EU-25) und Deutschlands (Daten aus DLR, 2005). Klimaschutzgemeinschaft Seit Beginn der Industrialisierung hat sich die Kohlendioxidkonzentration in der Atmosphäre um ein Viertel auf 360 ppm erhöht. Dies hat einen Anstieg der bodennahen Lufttemperatur von 0,6 ± 0,2 C bewirkt. Um den Temperaturanstieg im unteren Bereich zu halten, dürfte bis zum Ende des 21. Jahrhunderts eine Konzentration von 450 ppm nicht überschritten werden, andernfalls wäre bis dahin laut IPCC mit einer mittleren Temperaturerhöhung von 1,4 bis 5,8 C zu rechnen (BMU, 2004b). Um die Klimaveränderung und all die damit verbundenen negativen Auswirkungen auf die Biosphäre abzuwenden, müssen die CO 2 -Emissionen bis 2100 halbiert werden. Dies lässt sich nur mit einer globalen Klimaschutzgemeinschaft erreichen. 13

28 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Europa Gefährdung durch Nordafrika Klimaveränderungen Solartechnologie Solarpotenzial Kapital Flächen Elektrizitätsbedarf Abb. 13: Synergien zwischen Europa und Nordafrika (Quelle: Knies & Bennouna, 1999). Abbildung 13 zeigt die Synergien auf, die sich speziell aus einer kontinentübergreifenden Gemeinschaftsarbeit zum Transfer von Solarstrom von Nordafrika nach Europa ergeben könnten. Klimaveränderungen betreffen die gesamte Biosphäre, wirken sich aber besonders schwerwiegend auf dicht besiedelte, meist auch an Küsten gelegene Gebiete und sensible Ökosysteme aus. Um dem entgegenzuwirken, muss die Energieversorgung mehr in Richtung Erneuerbare ausgebaut werden. Wie schon erwähnt, liegen in Nordafrika sowohl das solare Energiepotenzial, als auch die verfügbaren Flächen faktisch unbegrenzt vor. Von europäischer Seite her kann Know How und ausreichend Kapital mit in den Ausbau eingebracht werden. Der eigentliche Antriebspunkt für so eine Unternehmung ist natürlich der hohe Elektrizitätsbedarf in den Industrieländern. Dabei darf aber nicht vergessen werden, dass sich auch auf dem afrikanischen Kontinent, aufgrund des hohen Bevölkerungswachstums und einer stetigen Entwicklung, ein in Zukunft großer Eigenbedarf an Elektrizität und auch Wasser abzeichnet. Für letzteres besteht auch die Option einer solarthermischen Meerwasserentsalzung. Abgesehen davon, können Arbeitsplätze geschaffen und die politische Stabilität gesichert werden. 2.3 Stromversorgungsnetze In diesem und im folgenden Abschnitt soll der Status Quo des europäischen und nordafrikanischen Energietransportnetzes beschrieben werden. Dazu wird zunächst einmal auf die grundlegenden Merkmale der Stromnetze eingegangen und anschließend die Eignung zur Übertragung von dezentral produziertem Solarstrom aufgezeigt. 14

29 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Ein Stromversorgungsnetz besteht aus verschiedenen Elementen. Zu Beginn wird in einem Kraftwerk unter Ausbeutung einer bestimmten Energiequelle eine Turbine betrieben, die wiederum einen Generator antreibt. Durch den Vorgang der elektromagnetischen Induktion wird mechanische Energie in elektrische umgewandelt. Der so produzierte Wechselstrom wird auch als Induktionsstrom bezeichnet. Üblicherweise können vom Kraftwerk selbst Spannungen bis zu 30 kv erzeugt werden. Die Wechselstromspannung kann danach nur noch mit Transformatoren, zum Zweck der Übertragung von elektrischer Energie über große Entfernungen, weiter erhöht werden. Die Höhe der Spannung wird in Abhängigkeit von Last- und Transportweglänge so festgesetzt, dass der Strom am wirtschaftlichsten bzw. mit den geringsten Verlusten übertragen werden kann. Als Faustregel für die Wahl der Nennspannung gilt: Übertragungslänge in Kilometern entspricht der Übertragungsspannung in Kilovolt. Das europäische Stromversorgungsnetz ist sehr komplex und operiert auf unterschiedlichen Spannungshöhen. In Tabelle 1 sind beispielhaft alle in Deutschland auftretenden Spannungsebenen samt Funktion enthalten. In weiten Teilen der UCTE bildet die 380 kv-ebene die höchste Spannungsebene, während in anderen Ländern, wie z. B. Russland, auch Übertragungsspannungen von 500 kv, 750 kv oder sogar 1200 kv zur Überbrückung besonders großer Entfernungen eingesetzt werden. Ab 800 kv spricht man auch von Ultra-Hochspannung (Kießling et al., 2001). Tab. 1: Spannungsebenen innerhalb Deutschlands. Nennspannung Ebene Raum Funktion 380 kv Höchstspannung überland Transport-, Verteilungsnetz 220 kv Höchstspannung überland Verteilungsnetz, Großraumversorgung 110 kv Hochspannung überregional Versorgung von Ballungszentren, Eisenbahn, Großindustrie 10/20 kv Mittelspannung regional Versorgung von Industrie, Bürohäusern 0,23/0,4 kv Niedrigspannung lokal Versorgung von Gewerbe, Haushalten 15

30 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Sowohl das britische Inselnetz als auch der Verbund nordischer Netzbetreiber (NORDEL) sind über Seekabel an das UCTE-Netz angeschlossen. Seit 1994 können so auch in Mitteleuropa die großen Wasserkraftpotenziale Skandinaviens genutzt werden. Die CENTREL-Staaten 4 sind seit 1995 an das Verbundnetz angeschlossen und seit kurzem vollwertige Mitglieder. Ebenfalls über ein Seekabel ist seit 1997 ein Verbund mit den MAGHREB 5 -Staaten geschaffen worden, worüber aber bisher nur ca. 1,5 TWh/a ausgetauscht werden. Rumänien und Bulgarien sind seit 2003 die jüngsten Mitglieder. Unterdessen ist es auch gelungen, den 1991 durch den Krieg im ehemaligen Jugoslawien getrennten Teil des Synchronnetzes (UCTE 2) wieder zu integrieren (UCTE, 2005a). Abbildung 15 zeigt den Gesamtbereich, in dem die Netze synchron betrieben werden (TESIS, rote Markierung). An vielen Stellen wird dessen Erweiterung vorangetrieben. So sind als nächstes Stromtransfers sowohl zwischen dem UCTE-Block und dem türkischen Block, als auch dem Verbundnetz LEJLS 6 geplant (UCTE, 2005a). Dennoch muss das gut ausgebaute Netz der UCTE schon an vielen Stellen durch neue Leitungen verstärkt werden um die Versorgungssicherheit zu erhalten. Abb. 15: Verbundnetze im Mittelmeerraum. 4 Tschechien, Slowakei, Ungarn, Polen 5 Marokko, Algerien, Tunesien 6 Libyen, Ägypten, Jordanien, Libanon, Syrien 17

31 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika 2.4 Mediterraner Ringschluss Wie schon oben erwähnt, ist eine Ausweitung des UCTE-Netzes auf die Staaten Nordafrikas und der Arabischen Halbinsel und den Balkan geplant. Das so genannte MED-Ring-Projekt von SEMC 7 und NMC 8 hat den Ringschluss des Netzes um das Mittelmeer herum zum Ziel. Aber schon heute finden Stromimporte und Stromexporte zwischen diesen Ländern statt. Abbildung 16 zeigt dazu den interstaatlichen Stromtransfer im Jahre 2000 mit den typischen Importländern Italien, Marokko, Albanien und Libanon. Als größter Stromexporteur erweist sich Frankreich mit 24,6 TWh, zum größten Teil basierend auf Kernenergie. In 2000 belief sich der Austausch auf insgesamt 45 TWh/a, davon aber nur 5 TWh/a zwischen den SEMC s. In 2010 soll der gesamte mediterrane Stromhandel schon 75 TWh/a betragen (OME, 2003). Abb. 16: Importe (+) und Exporte (-) in GWh zwischen den Mittelmeeranrainerstaaten im Jahre 2000 (Quelle: nach OME, 2003). Ein Großteil des existierenden Netzes basiert auf der 220-kV-Spannungsebene. Nur zwischen Ägypten, Jordanien und Syrien und in den Mittelmeer-Anrainerstaaten der EU sind 380-kV-Leitungen vorhanden. Eine einzelne 630-kV-Verbindung besteht seit 2003 zwischen Libyen und Tunesien. Damit stößt das Netz an seine Kapazitätsgrenzen von 350 MW. Um zukünftige Lasten tragen zu können, muss es an den Schwachstellen um weitere Hochspannungsleitungen der 380-kV- Ebene und höher verstärkt werden. Abbildung 17 und Tabelle 2 zeigen dazu 7 SEMC: Algerien, Tunesien, Ägypten, Jordanien, Syrien, Türkei, Libanon, Marokko, Libyen 8 NMC: Spanien, Portugal, Frankreich, Italien, Griechenland, Slowenien, Kroatien, Jugoslawien, Mazedonien, Albanien 18

32 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika verschiedene Projekte, die zusätzliche Stromverbindungen zwischen den einzelnen Ländern schaffen sollen oder wie beim ELTAM-Projekt auf eine generelle Verstärkung des bestehenden Netzes abzielen. Einige dieser Projekte betreffen auch Hochspannungsgleichstromübertragungen (HGÜ), welche genauer im Abschnitt 3 beschrieben werden. FRANCE HUNGARY ROMANIA Belgrad Toulouse Milan Sofia Black Sea ITALY BU LGAR IA Rome FYROM Brindisi Tirana Instabul ALBANIA Madrid Ankara GREECE SPAIN 2003 TURKEY 2010 Palermo Seville Tunis Athens Algiers / 2005/ Syria TUNISIA 2010 Cyprus 2003/ Mediterranean Sea 2010 Rabat Lebanon 2003/ / 2010 Tripoli Israel MOROCCO Palestine 1998/ 2010 ALGERIA 2006 Benghazi Jordan Cairo Existing Interconnection LIBYA EGYPT 1998/ 2010 Interconnection Project Abb. 17: Geplanter Ringschluss (Quelle: Hafner, 2005). Tab. 2: Geplante Verknüpfungen zwischen den Mittelmeeranrainern (OME, 2003). Projekt Thermische Grenze [A] Länge [km] Spannung [kv] Ausführung Betriebsaufnahme Spanien-Marokko (2.) ,5 400 AC Seekabel 2005 Spanien-Algerien DC Seekabel 2005/2010 Italien-Algerien 400/500 DC Seekabel 2010 Italien Tunesien DC Seekabel 2010 Algerien-Marokko (3.) 2 x (400) AC Seekabel 2003 (2005) Algerien-Tunesien (5.) (400) AC Seekabel 2004 (2010) Tunesien-Libyen (3.) AC Seekabel 2010 Libyen-Ägypten (2.) 400/500 AC Freileitung 2010 Verstärkung (ELTAM) 400 AC Freileitung 2010 Ägypten-Jordanien (2.) /400 DC Seekabel 2008 Ägypten-Palästina Freileitung 2005 Palästina (WB-Gaza) /240 Freileitung 2006 Palästina-Jordanien Freileitung 2006 Jordanien-Syrien (2.) AC Freileitung 2010 Lebanon-Syrien AC Freileitung 2003 (2010) Syrien-Türkei AC Freileitung 2007 Türkei-Griechenland 2165/ AC Freileitung

33 Elektrizitätsversorgung in Europa und Nordafrika Die Entwicklung des MED-Rings schreitet voran, gegenwärtig wird die Verknüpfung zwischen Tunesien und Libyen getestet. Am Ende soll der Ringschluss über die Kupplung des türkischen Blocks mit dem UCTE-Block erfolgen, genauer gesagt durch die Verbindung zwischen Syrien und Türkei (voraussichtlich in 2006) (Eurelectric, 2003). Für einen Transfer großer Leistungen in die Ballungszentren von Europa existieren dennoch zu viele Engstellen, besonders zwischen den beiden Kontinenten. Zudem wird von den Übertragungsnetzbetreibern die Integration von Strom aus regenerativen Energien als problematisch betrachtet, da etwaige Fluktuationen in der Last einen größeren Regelungsbedarf nach sich ziehen. Diese Schwierigkeiten kann man aber umgehen, wenn man einen Grundlastbetrieb des solarthermischen Kraftwerks annimmt, welcher durch eine gute Standortwahl und den Einsatz thermischer Speicher zu realisieren ist. Für die Übertragung der Energie bietet sich die direkte Verbindung von Angebots- und Bedarfszentren an. Die dazu gegenwärtig zur Verfügung stehenden Technologien sollen im nächsten Abschnitt genauer erläutert werden. 20

34 3 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie 3.1 Energietechnischer Vergleich Freileitung/Kabel Insgesamt gesehen hat sich der Kabelanteil am öffentlichen Versorgungsnetz in Deutschland seit 1960 (25 %) fast verdreifacht. Der Anteil an Freileitungen ist seitdem kontinuierlich von 75 % im Jahre 1960 auf 29 % in 1995 gefallen, trotz einer gleichzeitigen Verdopplung der Stromkreislänge auf km. Das bedeutet, dass nicht nur die meisten Neuinstallationen Kabelstrecken waren, sondern auch immer mehr Freileitungen durch selbige ersetzt wurden. Allerdings waren von diesen Veränderungen hauptsächlich das Niederspannungs- und Mittelspannungsnetz betroffen. Für den Hochspannungsbereich 110 kv betrug der Kabelanteil in 1995 gerade mal 4 %. Diese Situation ist auch auf andere Industrienationen übertragbar (Peschke & v. Olshausen, 1998). Das Interesse für Kabel steigt mit dem Elektrizitätsbedarf der Ballungszentren ganz einfach aufgrund von Platzmangel. Aber auch aus Umweltschutzgründen und sinkender Akzeptanz in der Bevölkerung sind Kabel gegenüber Freileitungen die bevorzugte Alternative geworden. Rein technisch unterscheiden sich Freileitungen und Kabel durch die Verlegungsart und das verwendete Dielektrikum. Bei der Freileitung dient die Luft als natürlicher Isolator. Je nach angelegter Betriebsspannung müssen daher bestimmte Abstände in der Luft gewahrt bleiben. Hingegen können Kabel dichter verlegt werden, da deren elektrisches Feld durch spezielle Isolierungsmaterialien abgeschirmt wird. Die Verlegung in der Erde bedingt aber auch eine schlechtere Wärmeabfuhr, was letztendlich die Leistungsfähigkeit des Kabels senkt. Eine Freileitung ist den unterschiedlichsten Witterungseinflüssen ausgesetzt und besitzt folglich eine höhere Schadensgefährdung als das Kabel. Zu den Einflüssen zählen Blitzeinschläge, Wind- und Eislasten, die neben der Übertragungsleistung auch die Ausführung der Anlage bestimmen. Aufgrund von Platzmangel werden in Deutschland mehrere Systeme auf einem Mast geführt, was aber auch eine große Masthöhe bedingt. Im Hochspannungs- bzw. Höchstspannungsbereich werden Verbundleiterseile unterschiedlichster Durchmesser verwendet. Die Seile bestehen aus Aluminium für die Stromleitung und aus Stahl, der die Zugfestigkeit gewährleisten soll. Bei den 21

35 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Masten handelt es sich fast ausschließlich um Stahlgittermasten mit einem Betonfundament. Länderspezifisch treten unterschiedliche Mastkonstruktionen auf, die im Vergleich zu der in Deutschland hauptsächlich verwendeten Donaumastform viel breitere Korridore beanspruchen können. Die eigentliche Aufhängung der Leiterseile am Mast erfolgt über Langstabisolatoren aus Keramik. Abb. 18: 400kV Leiterseil und Verbundseilschema (Quelle: Poweron, 2005; Schlabbach, 2003). 22 Abb. 19: Mastbilder für Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen: a) asymmetrischer Mast, b) Einebenenmast mit 2 Erdseilen, c) Einebenenmast mit 2 Systemen und 1 Erdseil, d) Donaumast, e) Tonnenmast, f) Donaumast mit 4 Systemen, g) Tonnenmast mit 4 Systemen, h) Tannenbaummast mit 6 Systemen (Quelle: Kießling et al., 2001).

36 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Erd- oder Seekabel werden im Hochspannungsbereich als Einleiterkabel eingesetzt und sind ähnlich eines lang gestreckten konzentrischen Zylinders aus mehreren Schichten aufgebaut. Den zentralen Mehrdraht-Kupferleiter umgibt eine Isolierhülle aus Papier 9, welches mit einer hochviskosen Masse 10 imprägniert wurde. In diesem Fall spricht man auch von einem Massekabel. Bei einer Papier-Öl- Isolierung kommt ein niederviskoses Isolieröl 11 zum Einsatz (Niederöldruckkabel). Aber auch homogene Kunststoffisolierungen (VPE) werden mittlerweile für Spannungen bis zu 550 kv verwendet (VDEW, 2001; Peschke & v. Olshausen, 1998). Jeweils eine innere und eine äußere feldglättende Schicht (leitfähige Papier- bzw. Kunststoffhülle) sorgen für einen spaltfreien Übergang der Isolierung zum Leiter bzw. Schirm, wodurch sich Teilentladungen in Hohlräumen vermeiden lassen. Ein metallischer Mantel aus Blei oder Aluminium schützt das Kabel vor Feuchtigkeit und schirmt gleichzeitig die im Inneren entstehenden elektrischen Felder gegenüber der Umgebung ab. Letztere Funktion kann auch von einem Schirm aus Kupferdrähten übernommen werden, indem er die Ableit- oder Erdschlussströme leitet. Weiterhin werden Stahlbewehrungen als mechanischer Schutz eingesetzt. Die äußere Korrosionsschutzhülle bildet ein Kunststoffmantel aus Polyethylen oder Polypropylen. Bei Kunststoffkabeln wird kein Metallmantel oder Bewehrung eingesetzt, sondern ein Kupfer-Drahtschirm, der auch der Ableitung von Strömen dient. Ein Schichtenmantel (Aluminium- oder Kupferfolie) schützt als Diffusionssperre vor eindringendem Wasser und ist mit dem äußeren Kunststoffmantel fest verklebt. Aufgrund des hohen technischen Aufwandes seitens der Kabelherstellung und den daraus resultierenden höheren Kosten, wird in Deutschland häufig innerhalb von Planfeststellungsverfahren der Kosten und Nutzen der einzelnen Varianten gegeneinander abgewogen werden. Letztlich muss aber auch bedacht werden, dass die im Hochspannungsbereich auftretenden Leistungen nicht mit einer äquivalenten Anzahl an Kabeln übertragen werden können. Daher fällt unter finanziellen Gesichtspunkten häufig die Entscheidung für die Freileitung aus. 9 Das Papier wird aus hochwertigem Fichten- oder Tannenholz nördlicher Wälder hergestellt, das aufgrund langsamen Wachstums eine hohe Durchschlagfestigkeit aufweist und harzarm ist. 10 Dabei handelt es sich um synthetisch hergestelltes Polybuten (PB) bzw. Polyisobutylen (PIB), früher kam auch ein spezielles Öl-Harzgemisch zum Einsatz. 11 Bei dem verwendeten Isolieröl handelt es sich um ein raffiniertes Mineralölprodukt, welches heutzutage mit mind. 20 % synthetischem Dodecylbenzol (DDB) angereichert wird. 23

37 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Abb. 20: Aufbau eines Seekabels (Quelle: Kullnick & Marhold, 2000). 3.2 Wechselstrom Elektrische Energie wird in Europa im Hochspannungsbereich hauptsächlich in Form von dreiphasigem Wechselstrom ( Alternating Current ) übertragen. Dabei ändert sich dessen Richtung und Betrag mit einer gewöhnlich sinusförmigen Periodizität. Im europäischen Stromversorgungsnetz beträgt die Frequenz 50 Schwingungen pro Sekunde, was bedeutet, dass der Strom 50 Mal pro Sekunde in dieselbe Richtung fließt. Aufgrund seiner Dreiphasigkeit wird er auch als Drehstrom bezeichnet. Einphasiger Wechselstrom findet Anwendung im öffentlichen Bahnverkehr. Abb. 21: Dreiphasiger Wechselstrom (Quelle: Leuschner, 2005). 24

38 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Der Drehstrom wird im Kraftwerk von einem Generator erzeugt, dessen mechanisch angetriebener Elektromagnet sich während einer Drehung an drei um 120 versetzte Spulen vorbeibewegt. Die induzierten Wechselströme sind damit auch um 120 phasenverschoben und werden über jeweils einen Leiter weitertransportiert. Da bei symmetrischer Belastung deren Summe zu jedem Zeitpunkt null ergibt, ist in der Regel kein Rückleiter nötig, wie beim einphasigen Wechselstrom. Als positive Aspekte des Einsatzes von Drehstrom erweisen sich seine einfache Regelung von Spannung und Frequenz. Mit einem Transformator kann er relativ verlustarm aufgespannt bzw. abgespannt werden, und auch die Leistungsentnahme mit einem solchen ist überall möglich. Die von Drehstrom angetriebenen Motoren sind zudem klein, kompakt und günstig herzustellen (Leuschner, 2005). Nachteilig wirkt sich aus, dass eine absolute Synchronität von Erzeuger- und Verbraucherspannung unabdingbar ist, da sonst auftretende Pendelungen zu schwerwiegenden Stabilitätsprobleme im gesamten Netzes führen könnten. Der Ausfall eines Leiters bedeutet den Totalausfall des gesamten Stromkreises. Wechselstromverluste Ein stromdurchflossener Leiter erzeugt um sich herum ein Magnetfeld. Handelt es sich dabei um Wechselstrom, so wird dieses Magnetfeld periodisch geändert und induziert seinerseits eine Spannung. Die Leitung verhält sich somit wie eine Spule und setzt durch Selbstinduktion dem Wechselstrom einen Widerstand entgegen, der wiederum eine Verminderung des Stroms bewirkt. Man spricht in diesem Zusammenhang von dem induktiven Widerstand L, wobei die Spannung dem Strom vorauseilt, maximal um einen Phasenwinkel von 90. Im umgekehrten Fall kommt es zu einem Nachlaufen der Spannung gegenüber dem Strom, wenn aufgrund eines kapazitiven Widerstandes C verstärkt Wechselstrom durchgelassen wird. Dieser Umstand tritt besonders bei Kabeln auf, die sich wegen ihres vielschichtigen Aufbaus wie Kondensatoren verhalten und dann Ladungen speichern. Durch diese Widerstände entstehen zwar keine Wärmeverluste wie durch den Ohmschen Widerstand R, aber eine nicht nutzbare Blindleistung, die ständig zwischen Erzeuger und Stromquelle pendelt und damit die Wirkleistung vermindert. Gleichung 1 gibt noch einmal den Zusammenhang wider. 25

39 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Z 1 = R + iωl + [Gl. 1] iωc Z R L C L+C ω Scheinwiderstand (Impedanz) Wirkwiderstand (Resistanz) Induktiver Widerstand Kapazitiver Widerstand Blindwiderstand (Reaktanz) Kreisfrequenz des Wechselstroms (= 2πf) Die maximal übertragbare Leistung und Übertragungslänge wird mehr durch den Spannungsabfall entlang der Leitung begrenzt, als durch die thermische Belastbarkeit der Leiter. Daher werden in der Praxis Kompensationseinrichtungen, meist in Abständen von 600 km, zur Stabilisierung eingesetzt (Rudervall et al., 2000). Verluste der Freileitung Zusätzlich zu den stromabhängigen Verlusten treten noch spannungsabhängige Verluste in Form von Gasentladungen in Bereichen stark gekrümmter Oberflächen und hoher Feldstärke auf, also vorzugsweise an den Leiterseilen. Wenn die elektrische Feldstärke an der Leiteroberfläche, auch Randfeldstärke genannt, die Durchschlagfestigkeit der Luft übersteigt, kommt es zur Ionisierung von Luftmolekülen. Die freigewordenen Elektronen können ihrerseits wieder mit neutralen Molekülen zusammenstoßen und so eine Stoßionisation durchführen. Die dafür notwendige Energie wird dem elektrischen Feld entnommen. Solche Koronaentladungen machen sich durch Leuchterscheinungen und knisternde Laute bemerkbar. Ab 110 kv werden daher in Deutschland Bündelleiter eingesetzt, die die Randfeldstärke begrenzen und gleichzeitig die übertragbare Leistung erhöhen, indem sie den Leiterquerschnitt durch die Überlappung der Einzelfelder scheinbar vergrößern (s. Abbildung 22). Im Jahresmittel betragen die Koronaverluste ca. 2-3 kw/km bei einem 400 kv- System (Laures, 2003). Knoepfel (1995) gibt für ein 380 kv-system 1-10 kw/km und für ein 750 kv-system 2-60 kw/km an, was stark von den jeweiligen Witterungsverhältnissen abhängt und in dieser Größenordnung vernachlässigt werden kann. 26

40 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Abb. 22: Viererbündelleiter eines Hochspannungssystems. Zusammen ergeben sich bei mit Drehstrom betriebenen Höchstspannungssystemen auf 1000 km Verluste von 15 % (380 kv) bzw. 8 % (750 kv). An Transformatoren kann noch zusätzlich 0,25 % der Energie verloren gehen (Knoepfel, 1995). Verluste des Kabels Auch bei Kabeln unterscheidet man zwischen stromabhängigen Verlusten, die nur beim Fließen von Strom, und spannungsabhängigen Verlusten, welche unter der Wirkung eines elektrischen Feldes in der Isolierung auftreten und daher auch als dielektrische Verluste bezeichnet werden. Zu den stromabhängigen Verlusten zählen die Stromwärmeverluste im Leiter und die Zusatzverluste im Metallmantel, im Schirm und in der Bewehrung. Nach Gleichung 1 erhöhen sich die Stromwärmeverluste quadratisch zum durchfließenden Strom. Daher ist man generell bestrebt, die Stromstärke möglichst klein zu halten, indem man die Spannung heraufsetzt. Trotzdem treten materialbedingte 12 ohmsche Wärmeverluste auf, die proportional zur Übertragungslänge ansteigen und des Weiteren vom Leiterquerschnitt und der Betriebstemperatur abhängen. Mit zunehmender Frequenz erhöhen sich diese Stromwärmeverluste noch durch die im Eigenmagnetfeld des Leiters selbstinduzierten Wirbelströme. Da sie dem Betriebsstrom entgegengerichtet sind, wird dieser an den Leiterrand verdrängt ( Skin-Effekt ). Folglich kann nicht der gesamte 12 Für die typischen Leitermetalle Kupfer und Aluminium beträgt der spezifische elektrische Widerstand 0,017 bzw. 0,028 Ω*mm²*m -1 bei 20 C. 27

41 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Leiterquerschnitt genutzt werden, und durch die hohe Randstromdichte steigt zusätzlich die Gefahr des Überschreitens der maximal zulässigen Leitertemperatur. Weiterhin können auch durch die Magnetfeldemissionen benachbarter Kabel Wirbelströme erzeugt werden, die sich mit zunehmendem Kabelabstand noch verstärken ( Proximity-Effekt ). Eine Phasenanordnung im Dreieck wirkt sich hier günstiger aus als die Nebeneinanderreihung der Kabel. Zusätzliche Verluste können noch in den übrigen metallischen Kabelbestandteilen auftreten, die sich zusammensetzen aus den Induktionsstromverlusten (Längsspannungsinduktion) und Wirbelstromverlusten im Mantel und denselben Verlusten und Ummagnetisierungsverlusten in der Stahlbewehrung. Die Anwendbarkeit eines Wechselstromkabels wird durch zwei Aspekte limitiert (Peschke & v. Olshausen, 1998): Maximale Übertragungslänge Der kapazitive Ladestrom steigt proportional mit der Länge des Kabels an und überlagert dabei die eigentliche Wirkleistung. Dies trifft besonders auf Kabel mit einer mehrschichtigen Isolierung zu. Mit zunehmender Dielektrizitätszahl und Nennspannung steigt auch die Kapazität des Kabels. Für ein 380 kv-kabel mit 1000 mm² Kupferleiter und einer Papierisolierung ergibt sich allein aus dem kapazitiven Ladestrom eine maximale Übertragungslänge von 35 km, bei einem VPE-Kabel sind es 50 km. Wenn man die dielektrischen Verluste hinzurechnet, verkürzt sich diese Länge noch weiter. Dem daraus resultierenden, stabilitätsgefährdenden Spannungsabfall entlang der Leitung muss bei Wechselstromkabeln durch Kompensationsmaßnahmen entgegengewirkt werden. Maximale Übertragungsleistung Die Übertragungsleistung steigt nur bis zu einer vom verwendeten Dielektrikum abhängenden Spannungshöhe an und fällt danach wieder ab. Je größer die dielektrische Verlustziffer ist und je kleiner die Wärmeabfuhr, desto eher wird diese wirtschaftliche Grenzspannung erreicht. Danach ergibt sich für einen 1600 mm² Cu-Leiter mit Papierisolierung eine Grenzspannung von näherungsweise 500 kv und mit VPE-Isolierung von über 1200 kv. Speziell bei einem Erdkabel wird die Übertragungsleistung durch die abführbare Verlustwärme be- 28

42 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie grenzt. Unter optimalen Bedingungen kann höchstens eine Wärmeabfuhrleistung von 90 W/m realisiert werden. Daraus ergibt sich für Ölpapierkabel mit 2500 mm² Kupferleiter eine thermische Grenzleistung von ca MVA, für VPE-Kabel von ca MVA bei einer Übertragungsspannung von 500 kv. Insgesamt kann ein AC-Kabelsystem, trotz der geringeren Wärmeverluste, nur 50 % der Leistungsfähigkeit eines Freileitungssystems erreichen. Für dieselbe Übertragungsleistung bedarf es entweder eines doppelten Kabelsystems, einer künstlichen Kühlung oder einer völlig anderen Übertragungstechnologie. In Abbildung 23 wird dazu gezeigt, wie sich die Übertragungskapazität bei einem Wechselstromkabel rapide mit zunehmender Entfernung verringert. Zudem wird deutlich, dass bei einem AC-Kabel bei einer niedrigeren Spannung zwar größere Strecken überbrückt werden können, aber dafür auch weniger Energie übertragen werden kann. Es wären daher Kompensationsmaßnahmen erforderlich, die bei Seekabeln aber praktisch nicht durchführbar sind. Schon seit mehreren Jahrzehnten wird deswegen bei Seekabeln auf die Gleichstromtechnik zurückgegriffen. Auch an Land ergeben sich damit Vorteile. So treten weniger Probleme mit schlechtem Wärmeabfluss auf, dementsprechend muss auch die Isolationsschicht weniger dick sein, was sich wiederum degressiv auf den Kabelpreis auswirkt. Dazu wird eine bessere Kabelauslastung durch die Übertragung höherer Leistungen erreicht. Auf die spezielle Technologie von Gleichstrom wird im nächsten Abschnitt eingegangen. Abb. 23: Vergleich der Übertragungskapazitäten von AC und DC Kabeln (Quelle: Asplund, o. J.). 29

43 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie 3.3 Gleichstrom Technologie Elektrischer Gleichstrom ( Direct Current ) fließt mit konstanter Stromstärke stets in eine Richtung und kann durch elektrochemische Prozesse erzeugt werden. Bei technisch erzeugtem Gleichstrom kann sich der Betrag der Stromstärke aufgrund einer Restwelligkeit periodisch ändern. Leistung und Verluste Die Nutzung von Gleichstrom hat gegenüber dem Wechselstrom diverse Vorteile. So wird die Übertragungslänge nur durch den ohmschen Widerstand begrenzt. Je kostengünstiger die Stromeinspeisung dabei ist, desto weniger fallen Wärmeverluste ins Gewicht. Es entstehen auch keine kapazitiven, induktiven oder dielektrischen Verluste, die sich als Spannungsabfall entlang der Leitung äußern würden. Die bei Wechselstrom typischerweise auftretende Stromverdrängung an den Leiterrand spielt bei Gleichstrom ebenfalls keine Rolle, so dass hier der volle Leiterquerschnitt ausgenutzt werden kann, theoretisch bis an die thermische Grenzleistung. Weiter leistungssteigernd ist der Umstand, dass bei Gleichstrom keine Blindleistung übertragen wird, nur die reine Wirkleistung. Erst für die Rücktransformation durch den Stromrichter muss die Blindleistung bereitgestellt werden. Im Vergleich zum dreiphasigen Drehstromsystem mit drei Leiterseilen benötigt eine Gleichstromübertragung im bipolaren Fall nur zwei, im monopolaren sogar nur ein Leiterseil mit Rückstrom über Erde (s. Abbildung 24). Dadurch ergeben sich die besonders bei großen Entfernungen geringeren Leitungskosten. Auch die Anforderung an die Trasse hinsichtlich Masthöhe und breite fallen niedriger aus. Wenn es zu einem einseitigen Leiterausfall einer bipolaren HGÜ kommt, ist ein kurzfristiger Rückstrom für ca. 10 Minuten über Erde möglich bei Halbierung der Übertragungsleistung. So steht viel mehr Zeit für den Aufbau einer Überbrückung des betroffenen Bereiches zur Verfügung, als es in einem herkömmlichen System der Fall ist, wo sich Ausfälle innerhalb von Sekundenbruchteilen ereignen (Peschke & v. Olshausen, 1998; Schymroch, 1985). 30

44 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Stabilität und Regelbarkeit Eine HGÜ kann zur Sicherung der Netzstabilität beitragen, z. B. durch die Anbindung von Kraftwerken hoher Leistung. Da keine Kurzschlussströme übertragen werden können, ist also der Kurzschlussstrom faktisch gleich dem Nennstrom. Prinzipiell hat ein Gleichstromsystem keine Stabilitätsprobleme und ist über die Stromrichter schnell regelbar, dennoch können diese nur wenig überlastet werden. Die Regelbarkeit des Lastflusses in Betrag und Richtung ist auch von besonderer Bedeutung in dezentralen Märkten. Da bei einer HGÜ Erzeuger- und Verbrauchernetzspannung asynchron sein dürfen, ist sie für den Einsatz als Kurzkupplung zwischen Netzen unterschiedlicher Frequenz prädestiniert (400 kv FG, 1966; Schymroch, 1985). Nachteile Als ein Nachteil erweist sich, dass Gleichstrom nicht direkt transformierbar ist, womit ein Aufbau von Netzen unterschiedlicher Spannungsebenen, wie es der heutigen energiewirtschaftlichen Situation entspricht, schwierig wird. Auch ist das Ausschalten mit konventionellen Schaltern bei hoher Netzspannung nicht so einfach zu bewerkstelligen. Des Weiteren ist eine Stromabzweigung in einem bestehenden Gleichstromsystem im Nachhinein schwierig und nur über einen zusätzlichen Stromrichter möglich, der höhere Investitionskosten und einen größeren Flächenbedarf als die üblichen Trafostationen aufweist (Beck, 2000). Abb. 24: Schaltbild eines monopolaren (oben) und bipolaren Systems (unten) (Quelle: Söderberg & Abrahamsson, 2001). 31

45 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Geschichte der HGÜ Die erste Fernübertragung elektrischer Energie mit einer höheren Spannung als die Verbraucherspannung erfolgte 1882 über eine Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) zwischen Miesbach und München. Sie wurde von den Ingenieuren Oskar von Miller und Marcel Deprez gebaut. Sie bewiesen mit diesem Großprojekt von über 57 km Übertragungslänge und maximal 2 kv Übertragungsspannung, dass elektrische Energie wirtschaftlich über große Strecken transportiert werden kann, wenn die Spannung nur ausreichend hoch ist. Über die 57 km lange Hochspannungsleitung konnten die bayrischen Wasserkräfte erschlossen werden. Allerdings besaßen die Gleichstromgeneratoren Leistungs- und Spannungsgrenzen, besonders bei hoher Tourenzahl der antreibenden Turbine. Mit der Entwicklung des Transformators wurde das Aufspannen des Wechselstroms auf höhere Spannungen, als mit dem Generator zu erreichen waren, ermöglicht. Nach jahrelanger Auseinandersetzung konnte sich das Wechselstromsystem durchsetzen, auch wenn es anfänglich noch keinen Drehstrommotor gab. Das Gleichstromsystem kam nur im Bahnnahverkehr, bei Elektrolyse- und Sonderanwendungen der Industrie zum Einsatz. Erst mit der Erfindung der Quecksilberdampf- Gleichrichter konnte dieser Wettbewerbsnachteil getilgt werden (Lebrecht, 1966). Die erste kommerziell einsatzbereite HGÜ-Anlage Elbe Berlin wurde nach Kriegsende demontiert und 1950 zwischen Kashira Moskau mit 100 km, 200 kv und 30 MW in Betrieb genommen. Sechs Jahr später hatte man die erste Seekabelverbindung vom schwedischen Festland zur Insel Gotland mit einer Länge von 95 km verlegt. Bei einer Spannung von 100 kv wurden 20 MW an Leistung übertragen. In Deutschland wurde erst 1959 seitens der 400kV-Forschungsgemeinschaft e.v., einem Zusammenschluss von Unternehmen der Elektroindustrie und Elektrizitätswirtschaft, die HGÜ-Forschung im Auftrag der Deutschen Forschungsgemeinschaft wieder aufgenommen. In dem dicht vernetzten Stromverbund Europas fanden sich besonders für die HGÜ mittels Freileitung keine Einsatzregionen. Allein in der Ausführung als Seekabel zur Festlandsanbindung von Inseln und der Erschließung großer Wasserkraftpotentiale in Nordeuropa boten sich Anwendungsmöglichkeiten. Im Zuge der Ausweitung des westeuropäischen Stromverbundes aber gewann die HGÜ als Gleichstromkurzkupplung an Bedeutung. 32

46 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Prinzip einer HGÜ Der prinzipielle Ablauf bei der Übertragung elektrischer Energie mittels HGÜ wird in Abbildung 25 gezeigt. Zuerst wird der von einem Kraftwerk produzierte Wechselstrom mit einem Transformator auf die Höhe der so genannten Übertragungsspannung gebracht. Danach wird über einen angeschlossenen Stromrichter der Wechselstrom in Gleichstrom umgewandelt, welcher dann über eine Freileitung oder ein Kabel zum Verbraucher gelangt. Dort muss der Gleichstrom wieder in Wechselstrom zurückgewandelt werden, damit ein Abspannen durch einen Transformator möglich wird. Kraftwerk AC Transformator Stromrichter DC Aufspannen Verbraucher HGÜ Verbraucher Verbraucher Transformator Abspannen Stromrichter AC Abb. 25: Prinzipskizze einer Hochspannungsgleichstromübertragung Einsatzmöglichkeiten und Beispiele bestehender HGÜ-Trassen Weltweit werden heutzutage in mehr als 92 Projekten um die MW an Leistung mittels HGÜ übertragen. Dabei wird das Potenzial dieser Übertragungstechnologie nicht voll ausgenutzt. Für den Langstreckentransport von Strom mit Freileitungen soll in naher Zukunft die Spannungshöhe auf 800 kv heraufgesetzt werden. In diesem Zusammenhang wird auch von Ultra High Voltage Direct Current (UHVDC) gesprochen. Damit kann ein Pol eine Leistung von 2500 MW übertragen. Auch im Kabelbau ist die Entwicklung zu höheren Übertragungsspannungen absehbar. Ein bipolares ±600kV-Massekabel wäre dann in der Lage 2000 MW zu übertragen. Öldruckkabel könnten bei gleicher Spannungshöhe sogar 2400 MW übertragen, allerdings sind sie nur für mittlere Entfernungen einsetzbar. Im Bereich von ±150 kv bieten sich jetzt schon HVDC-Light Kabel an, welche in bipolarer 33

47 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Ausführung 700 MW auch über große Strecken transportieren (ABB, 2005). Zusammengefasst ergeben sich somit für die HGÜ-Technik die folgenden Einsatzmöglichkeiten: 2-Punkt-Stromübertragung über große Entfernungen Seekabelanwendung Erdkabel in Ballungszentren Verbindung asynchroner Netze über Gleichstromkurzkupplung Netzanbindung von Kraftwerken Multiterminal-System (> 2 Stationen) Tab. 3: Bestehende Hochspannungsgleichstromübertragungen (Quelle: ABB, 2005). HGÜ/Land Ausführung *) Betriebs- Leistung Spannung Länge System aufnahme [MW] ±[kv] [km] SACOI/Sardinien- Korsika-Italien SK, F Bipol, Multi- Terminal Cahora Bassa/ Mozambique- F Bipol, 2 Trassen Südafrika Inga-Shaba/Kongo F x Monopol Itaipu/Brasilien F Doppel- Québec-New England/Kanada- USA Bipol F Bipol, Multi- Terminal BalticCable/Swe-Ger SK Monopol SwedPol/ Schweden-Polen SK Monopol, Metallic return Italien-Griechenland EK, SK, F Monopol Murraylink/Australien EK Bipol, HVDC Light NorNed/Nor-NL SK x Monopol *F Freileitung, SK Seekabel, EK Erdkabel Verluste der Freileitungsübertragung Stromabhängige Verluste In Gleichstromkreisen tritt nur ein ohmscher Widerstand R [Ω] auf, der sich nach dem Ohmschen Gesetz aus der Spannung U [V] und der Stromstärke I [A] ergibt: U R = [Gl. 2] I 34

48 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Dieser wird auch als Wirkwiderstand bezeichnet und äußert sich in Form von Wärmeverlusten. Er erhöht sich proportional zur Länge des elektrischen Leiters und ist zudem abhängig von der Querschnittsfläche. Je geringer diese ist, desto enger wird die Passage für den Elektronentransport. Der spezifische elektrische Widerstand ρ gibt den materialabhängigen Widerstandswert R bei einer Temperatur von 20 C an für einen elektrischen Leiter mit einer Querschnittsfläche von 1 mm² und einer Länge von 1 m. Der Widerstandsbelag R [Ω/km] für eine bestimmte Betriebstemperatur ϑ berechnet sich nach der folgenden Gleichung: ρ R ' = 1000* 20 ϑ 20 Α * m [ 1+ α ( C) ] [Gl. 3] ρ spezifischer elektrischer Widerstand bei 20 C [Ω*mm²/m] A Querschnittsfläche [mm²] m Teilleiteranzahl α 20 Temperaturbeiweit [K -1 ] ϑ Betriebstemperatur Aus der Multiplikation von Spannung und Stromstärke ergibt sich für einen bestimmten Zeitpunkt die Leistung P [W]: P = I U [Gl. 4] Der Leistungsverlust P v bei der Übertragung von elektrischer Energie aufgrund des ohmschen Widerstandes kann aus der Kombination von Gl. 3 und Gl. 4 ermittelt werden. Prinzipiell gilt, je höher die Spannung, desto geringer die Stromstärke und desto geringer der zum Quadrat der Stromstärke proportionale Energieverlust: P v 2 = n R' d I [Gl. 5] n Leiteranzahl R Widerstandsbelag [Ω/km] d Länge [km] I Stromstärke [A] 35

49 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Beispielhaft sollen die Verluste bei einer Übertragung von P = 10 GW mittels Doppel-Bipol-HGÜ bei unterschiedlichen Spannungen berechnet werden. Als Leiterseiltyp wird ein Viererbündel-Verbundseil (Al/St 805/102) verwendet. Es genügt, nur den Aluminiumquerschnitt von 805 mm² mit in die Rechnung einzubeziehen, dessen elektrischer Widerstand 0,0028 Ω*mm²/m beträgt. Für den Temperaturbeiwert α 20 kann bei den üblichen Leiterwerkstoffen der gerundete Wert von 0,004 K -1 benutzt werden (Flosdorff & Hilgarth, 2003). Als Temperatur ϑ wird 40 C für den Normalbetrieb festgesetzt. Der aus Gl. 3 resultierende Widerstandsbelag R ergibt 0,0094 Ω/km. Um zunächst die Verluste für einen Bipol zu errechnen wird R mit der Leiteranzahl n = 2 und der Stromstärke I multipliziert. Für die Leiterlänge d = 1000 km sind die absoluten und relativen Verluste in Tabelle 4 angegeben. Die thermische Grenzleistung liegt für das ±600 kv System bei 6500 MW, was einer Stromdichte von 1,7 A/mm² entspricht (UBA, 2002). Abbildung 26 zeigt die relativen Verluste über eine Entfernung von 4000 km. Mit dem ±800 kv System nehmen die Verluste mit 14,7 % auf 4000 km ein vertretbares Ausmaß aus Verluste einer HGÜ bei der Übertragung von 10 GW 500kV 600kV 750kV 800kV Verluste [%] Entfernung [km] Abb. 26: HGÜ-Verluste in Abhängigkeit von Übertragungsspannung und Entfernung. 36

50 Grundlagen der Übertragung elektrischer Energie Tab. 4: Verluste in Abhängigkeit von der Übertragungsspannung (Doppel-Bipol) Spannung U [kv] Stromstärke I [A] Stromdichte [A/mm²] Verluste P v [MW/1000km] ±500 2 x ,55 2 x 469 9,4 ±600 2 x ,29 2 x 326 6,5 ±750 2 x ,04 2 x 208 4,2 ±800 2x ,97 2 x 183 3,7 relative Verluste [%/1000km] In der Literatur werden ähnliche Werte angegeben. Abweichungen können sich aus unterschiedlichen Annahmen für die Übertragungsleistung, Betriebstemperatur, Stromdichte und der Querschnittsfläche des Leiters ergeben. Tab. 5: Verlustangaben für eine HGÜ aus der Literatur. HGÜ Verluste [%/1000 km] Quelle ±800 kv, 6500 MW 2,5 ESA, 2004 ±750 kv 4,2 Eberle, 2000 ±600 kv, 2 x 3860 MW, 1 A/mm², 4,8 DLR/WI, 2002 Viererbündel Al/St 805/102 ±500 kv, 3000 MW 6,0 Knoepfel,1995 Stromrichter Verluste [%/Station] abhängig von der Bemessungsleistung 0,6 1,8 Schneider, kv 0,7 Knoepfel, 1995 Stromunabhängige Verluste Die stromunabhängigen Verluste bestehen aus den Verlusten der Korona und der auftretenden Ableitströme, z. B. an verschmutzten Isolatoren. Beide sind stark witterungsabhängig und deswegen nur grob abschätzbar. Knoepfel gibt die Verluste für eine ±500kV-HGÜ mit 1-10 kw/km an, was in dieser Größenordnung vernachlässigt werden kann, ebenso die spannungsabhängigen Ableitverluste Verluste der Kabelübertragung Im Vergleich zu einem AC-Kabel treten hier keine induktiven, kapazitiven oder dielektrischen Verluste auf. Es findet keine Stromverdrängung statt und auch die Kompensation der Phasenverschiebung aufgrund einer hohen Kabelkapazität entfällt. Die Übertragungsstrecke für ein DC-Kabel ist somit nicht begrenzt. Die Verluste liegen laut Eberle (2000) für ein 500kV-Kabel bei 3,3 % umgerechnet auf 1000 km. Aus eigenen Berechnungen eines 800kV-Massekabels mit 2100 mm² Kupferleiter ergeben sich Verluste von 1,7 %/1000 km. 37

51 4 Kostenvergleich Zunächst einmal dominieren im Hochspannungsbereich Freileitungen gegenüber Kabeln, da die Kosten für eine Freileitung % der Kabelkosten ausmachen pro MW zu übertragender Leistung (Schlabbach, 2003). In Czisch (1999) wird ein Verhältnis von 1:10 angegeben. Aber es gibt auch deutliche Unterschiede zwischen den elektrischen Übertragungstechnologien, deren Investitionskosten vornehmlich von der Übertragungslänge abhängen. Abbildung 27 verdeutlicht diesen Zusammenhang noch einmal genauer. Als so genannte Break-even-distance wird die Entfernung bezeichnet, ab der sich die Investitionskosten für eine Gleichstromübertragung mit denen für eine Wechselstromübertragung decken. Sie liegt zwischen km für die Freileitung und hängt im Einzelnen von der Übertragungsleistung und Topographie des Geländes ab (Pehnt, 2002). Für ein Gleichstrom-Seekabel kann diese im günstigsten Fall schon bei 30 km beginnen (Heuck & Dettmann, 2002). Zu Beginn schlagen bei der HGÜ die hohen Investitionskosten für die Stromrichter zu Buche, welche deutlich über denen für Transformatoren liegt. Mit zunehmender Übertragungslänge wirken sich aber bei einer DHÜ die höheren Leitungs- und Verlustkosten auf die Gesamtkosten aus, so dass sich ab dem Break-even-point deutliche Vorteile für die HGÜ ergeben. Abb. 27 : Vergleich der Investitionskosten von AC und DC (Quelle: Rudervall et al., 2000). 38

52 Kostenvergleich Zusätzlich werden die maximal übertragbaren Leistungen nicht durch die thermische Grenze der Leiterseile begrenzt, sondern durch die Gewährleistung der Spannungshaltung. Daher kommen weitere Kosten zur Spannungsabfallkompensation bei einer DHÜ hinzu, die alle 600 km durchgeführt werden müsste (Rudervall et al., 2000). Insgesamt gesehen ist damit die HGÜ bei großen Entfernungen in punkto Wirtschaftlichkeit, Stabilität und Verluste die günstigere Möglichkeit, im Höchstspannungsbereich große Leistungen zu übertragen. Tab. 6: Gegenwärtige Kostenangaben aus der Literatur. System Leitungskosten Stationskosten Quelle 800 kv DC 300 Mio /1000 km (5 GW) 350 Mio /Station (5 GW) ESA, kv AC 200 Mio /1000 km/gw ESA, kv AC Mio /1000 km Kießling et al., MW DC 250 Mio US$/1000 km 250 Mio US$/Station Rudervall, 2000 Bipol 2000 MW 2 x AC 500 Mio US$/1000 km 80 Mio US$/Station + Kompensationsspulen alle 600 km Rudervall, 2000 Fallbeispiel Für den Fall eines Solarstromimports von 2000 MW über 3000 km aus dem MAGHREB nach Europa müssten 2,5 Mrd. an Investitionskosten aufgebracht werden. Die Transportkosten hängen im Wesentlichen von den Verlusten und der Auslastung der Leitung ab. Bei Kosten von 4 ct/kwh eingespeisten Stroms und 1,8 ct/kwh für den Transport wäre unter günstigen Voraussetzungen ab 2015 ein Kostenniveau für Importstrom von 10 ct/kwh möglich, langfristig gesehen sind auch 5,5 ct/kwh erreichbar (BMU, 2004b). 39

53 5 Umweltauswirkungen von Freileitungen Hochspannungsfreileitungen haben unterschiedliche Auswirkungen auf die Umwelt. Darum sollten schon vorab die relevanten Aspekte und Risiken eines solchen Bauvorhabens geklärt werden. Im folgenden Kapitel sollen die maßgeblichen Auswirkungen betrachtet werden, wovon sich viele Betrachtungen auf deutsche Verhältnisse beziehen. Insbesondere wird auch versucht, auf die diesbezüglichen Unterschiede zwischen Wechselstrom und Gleichstrom einzugehen, wo das nicht möglich ist, wird sich auf die Verhältnisse von Wechselstrom bezogen. In Deutschland sind die Belange von Natur und Landschaft im Bundesnaturschutzgesetz verankert (BNatSchG, 2002). Demnach stellt die Errichtung einer Hochspannungsfreileitung immer einen Eingriff in Natur und Landschaft dar ( 18 Abs. 1 BNatSchG): Eingriffe in Natur und Landschaft im Sinne dieses Gesetzes sind Veränderungen der Gestalt oder Nutzung von Grundflächen oder Veränderungen des mit der belebten Bodenschicht in Verbindung stehenden Grundwasserspiegels, die die Leistungs- und Funktionsfähigkeit des Naturhaushalts oder das Landschaftsbild erheblich beeinträchtigen können. Schon in der Planungsphase sind mögliche Folgen des Eingriffs zu ermitteln und gegebenenfalls Alternativen einzubeziehen. Mittels der Landschaftsplanung können im Vorfeld einer Trassenplanung die Belange des Naturschutzes und der Landschaftspflege berücksichtigt und Konfliktfelder aufzeigt werden ( 13 ff. BNatSchG): Landschaftsplanung hat die Aufgabe, die Erfordernisse und Maßnahmen des Naturschutzes und der Landschaftspflege zur Vermeidung, Minderung oder Beseitigung von Beeinträchtigungen für den jeweiligen Planungsraum darzustellen und zu begründen. Auch die Bündelung von Trassen zählt zu den Grundsätzen des Naturschutzes und der Landschaftspflege ( 2 Abs. 1 Nr. 12 BNatSchG): Bei der Planung von Energieleitungen sind die natürlichen Landschaftsstrukturen zu berücksichtigen. Sie sollen so zusammengefasst werden, dass die Zerschneidung und der Verbrauch von Landschaft so gering wie möglich gehalten werden. 40

54 Umweltauswirkungen von Freileitungen Im Rahmen einer Abwägung besteht auch die Möglichkeit, dass energiewirtschaftliche Interessen hinter den naturschutzrechtlichen Belangen zurücktreten und deswegen nur eine Erdverkabelung genehmigt wird. Unvermeidbare Beeinträchtigungen sind angemessen auszugleichen bzw. zu kompensieren ( 19 Abs. 1 u. 2 BNatSchG): Der Verursacher eines Eingriffs ist zu verpflichten, vermeidbare Beeinträchtigungen von Natur und Landschaft zu unterlassen und unvermeidbare Beeinträchtigungen durch Maßnahmen des Naturschutzes und der Landschaftspflege vorrangig auszugleichen (Ausgleichsmaßnahmen) oder in sonstiger Weise zu kompensieren (Ersatzmaßnahmen). Bei der Errichtung und dem Betrieb einer Hochspannungsfreileitung ab einer Länge von 15 km und einer Nennspannung von 220 kv handelt es sich nach 2 Abs. 2 (1a) UVPG Anlage 1 Nr um ein Vorhaben, für das eine allgemeine Umweltverträglichkeitsprüfungs-Pflicht besteht. Ein Vorhaben ist nach Maßgabe der Anlage 1 die Errichtung und der Betrieb einer technischen Anlage die aufgrund ihrer Art, ihrer Größe oder ihres Standortes erhebliche Auswirkungen auf die Umwelt haben kann. Die Umweltverträglichkeitsprüfung umfasst die Ermittlung, Beschreibung und Bewertung der unmittelbaren und mittelbaren Auswirkungen eines Vorhabens auf Menschen, Tiere und Pflanzen, Boden, Wasser, Luft, Klima und Landschaft, Kulturgüter und sonstige Sachgüter sowie die Wechselwirkung zwischen den vorgenannten Schutzgütern. Weiterhin hat die Europäische Union zur Erhaltung natürlicher Lebensräume Richtlinien wie die Flora-Fauna-Habitat-Richtlinie (92/43/EWG) erlassen, die den Aufbau und Schutz des Europäischen ökologischen Netzes Natura 2000 regelt. Ist durch den Trassenverlauf ein Natura Gebiet betroffen, so ist die Zulässigkeit dieses Projekts zusätzlich durch eine FFH-Verträglichkeitsprüfung zu kontrollieren, die nach strengeren Kriterien als bei der UVP oder Eingriffsregelung abläuft und im Normalfall bei einer erheblichen Beeinträchtigung die Zulassung untersagt ( 32 ff. BNatSchG). Projekte sind vor ihrer Zulassung auf ihre Verträglichkeit mit den Erhaltungszielen eines Gebiets von gemeinschaftlicher Bedeutung oder eines Europäischen Vogelschutzgebiets zu überprüfen bei erheblichen Beeinträchtigungen ist es unzulässig. 41

55 Umweltauswirkungen von Freileitungen 5.1 Flächenverbrauch Der reale Flächenverbrauch einer Freileitung lässt sich untergliedern in einen permanenten Verbrauch für die gesamte Dauer der Betriebszeit und einen temporären Verbrauch während der Bauphase. Dauerhaft werden durch die Mastfundamente Flächen in Anspruch genommen. Beispielsweise kann die Fläche für einen Tonnenmast mittlerer Größe mit einem Massivbetonfundament ca. 22 m² und für einen typischen Donaumast mit vier Sockelfundamenten auch bis zu 64 m² betragen. Knoepfel (1995) gibt für eine ±500 kv HGÜ eine umzäunte Fläche von 50 m²/km und für eine 750 kv DHÜ von 100m²/km an. Hinzu kommt noch der Flächenverbrauch durch Transformatoren und Stromrichter. Für eine Stromrichterstation mit der Leistung 5000 MW beträgt dieser 800 m x 700 m ( m²) (Normark, 2005). Ein mittelgroßes Umspannwerk kann m² beanspruchen. Zeitlich begrenzt gibt es alle 2-3 km Trommel- und Windenplätze innerhalb des Trassenbereiches und alle 20 km Baulager mit einer Größe von m² für die Lagerung von Seilen, Isolatoren und Armaturen. Hier wird auch ein Ölbindemittelvorrat von mindestens 100 kg gehalten (APG, 2004). Dazu addiert sich vorübergehend ein Arbeitsstreifen von 5 m Breite/Monat entlang der Trasse (Knoepfel, 1995). Die eigentliche Trassenbreite ist abhängig von der Mastbauweise, der Spannungshöhe und den damit einzuhaltenden Sicherheitsabständen zwischen den Leitereilen selbst und dem umliegenden Gelände. Bei einem ±800 kv Doppel-Bipol müsste aus diesem Grund jeder Bipol auf einer eigenen Trasse geführt werden. Typische Mastkonstruktionen für diese Spannungsebene mit der dazugehörigen Trassenbreite werden in Abbildung 29 gezeigt. Tab. 7: Kenndaten einer AC- und DC-Freileitungsübertragung (Quelle: Knoepfel, 1995; Arrillaga, 1998). Leistung 10 GW 800 kv DHÜ 800 kv HGÜ Anzahl Stromkreise/Leiter 5/15 2/4 Masthöhe [m] Einebenenmast Donaumast Mastbreite [m] Fundament [m²/km] Trassenbreite [m] 5 x 85 2 x 50 42

56 Umweltauswirkungen von Freileitungen Abb. 28: Benötigte Anzahl von parallel stehenden Masten um 10 GW zu übertragen (Quelle: Asplund, 2004, verändert). Abb. 29: Typische Mastkonstruktionen einer Hochspannungswechselstrom- bzw. Hochspannungsgleichstromfreileitung (Quelle: Arrillaga, 1998). 5.2 Landschaftsbild Die Auswirkungen, die von einer Hochspannungsfreileitung auf das Landschaftsbild ausgehen, sind nicht vermeidbar. Starke Beeinträchtigungen durch Trassen bestehen in der offenen Ebene. Aufgrund der stark eingeschränkten Möglichkeit im mitteleuropäischen Raum neue Trassen zu finden, werden im Hochspannungsund Höchstspannungsbereich fast ausschließlich Mehrfachleitungen, die bis zu 43

57 Umweltauswirkungen von Freileitungen sechs Systeme tragen können, eingesetzt (Kießling et al., 2001). Die dabei sehr stabil konstruierten, auffälligeren Abspannmasten können erheblich den Erholungsraumwert senken. Deshalb wird beim Anlagenbau immer eine Trassenbündelung angestrebt. Das heißt, Hochspannungsfreileitungen werden vorzugsweise entlang bestehender Infrastrukturen wie Autobahnen, Bahn- und Freileitungstrassen gebaut. Weiterhin wird auch versucht werden, die an sich schon etwas transparenten Stahlgittermasten besser in die umliegende Landschaft zu integrieren. In einfacher Weise kann dazu schon ein tarngrüner Anstrich dienen. Eines etwas größeren, planerischen Aufwandes bedarf es da schon einer für das Landschaftsbild vorteilhaften Trassenführung entlang natürlicher Linien und Formen. Auch innerhalb von Waldgebieten lässt sich die Sichtbarkeit erheblich vermindern. Natürlich wirken sich insgesamt niedrigere und in ihrer Anzahl geringere Masten günstig auf das Landschaftsbild aus. Allerdings bedingt eine Abstandserhöhung zwischen den Masten auch eine Erhöhung der Masten, da für den maximalen Leiterdurchhang ein Grenzwert von 10 m über dem Erdboden vorgeschrieben ist. Das normale Verhältnis von Abspannmast zu Tragmast beträgt im flachen Gelände 1:4, wenn alle 400 m ein Maststandort ist. Aus produktionstechnischen Gründen muss nach 2 km wieder ein Abspannmast folgen, der zwischen zwei Leitungsabschnitten überbrückt. Durch eine schwierige Geländeform und häufigere Richtungsänderungen müssen mehr Abspannmasten eingesetzt werden. Ein DC-Mast trägt im Vergleich zu einem AC-Mehrsystem-Mast nur 2 Leiterseile pro Stromkreis, zeichnet sich also durch eine geringere Höhe und Breite aus. Dadurch lassen sie sich besser in die Umgebung integrieren, was auch die Akzeptanz in der Bevölkerung positiv beeinflussen kann. Gerade diese Akzeptanz für diese Art von Bauvorhaben ist auch besonders im Umfeld von Kulturgütern, religiösen Stätten und touristischen Ausflugszielen eher gering, da das typische Landschaftsbild beeinflusst wird. Unter diesem Gesichtspunkt eignet sich für die Planung des Trassenverlaufes eine GIS-gestützte Sichtbarkeitsanalyse (s. Abschnitt 8). 44

58 Umweltauswirkungen von Freileitungen 5.3 Elektrische und magnetische Felder Im statischen und niederfrequenten Bereich der Energieübertragungssysteme können elektrische und magnetische Felder noch getrennt voneinander betrachtet werden. Ab 30 khz spricht man dann von elektromagnetischen Feldern, die sowohl Wellen- als auch Teilchencharakter besitzen. Die Skalenunterschiede hinsichtlich der Frequenz müssen bei der Beurteilung der physikalischen und biologischen Auswirkungen dieser Felder berücksichtigt werden. Die Wirkungen von Feldern auf den menschlichen Organismus sind in erster Linie von deren Stärke und Frequenz abhängig. Bei statischen Feldern ist dies eine reine Kraftwirkung, die sich z. B. in Form von Härchen-Bewegungen bemerkbar macht. Bei niederfrequenten Feldern bis 30 khz tritt vornehmlich eine Reizwirkung auf, und bei hochfreqenten Feldern zwischen 30 khz und 300 GHz macht sich die Energieabsorption durch eine Temperaturerhöhung bemerkbar. Weitere Einflussfaktoren sind die Körpergröße, die Ausrichtung zum Feld und die Erdung. Der menschliche Organismus ist durch zwei Barrieren vor den Wirkungen statischer und niederfrequenter Felder geschützt. Zum einen ist dies sein eigenes Leitfähigkeitsvermögen, wodurch keine elektrischen Felder eindringen können, zum anderen werden Störsignale erst bei Übertreten der Reizschwelle weitergeleitet, also in dem Sinne durch die Erregung von Nerven- oder Muskelzellen wahrgenommen. Allerdings ist die menschliche Reizempfindlichkeit im sehr niedrigfrequenten Bereich um die 50 Hz am größten. Bei noch niedrigeren Frequenzen sind die Zellen unempfindlicher, da die Änderungsgeschwindigkeit des Ereignisses abnimmt. Die obere Grenzfrequenz, ab der wegen der abnehmenden Reizdauer keine Erregung mehr stattfindet, ist individuell verschieden ( khz) (Leitgeb, 2000). Elektrisches Feld Elektrische Spannungsfelder treten überall dort auf, wo elektrische Ladungen getrennt vorliegen. Man spricht von einem statischen Feld, wenn es zu keinem Ladungsausgleich kommt, also kein elektrischer Strom fließt. Die Richtung und der Betrag der Feldstärke eines Gleichfeldes, gemessen in Volt pro Meter [V/m], unterliegen keiner zeitlichen Veränderung wie beim elektrischen Wechselfeld. 45

59 Umweltauswirkungen von Freileitungen Technisch erzeugten, elektrischen Gleichfeldern begegnet man im Alltag selten. Elektrische Wechselfelder hingegen kommen in der Umgebung von elektrischen Energieübertragungssytemen und bei diversen Haushaltgeräten vor. Die Expositionswerte einer 380 kv-ac-hochspannungsfreileitung liegen zwischen 5-6 kv/m an der Stelle des größten Leiterdurchhangs, bei einer 765 kv zwischen 8-13 kv/m. Seitlich nehmen die Werte schnell ab und betragen in 30 m Entfernung noch 1-2 kv/m (LfU, 2002/Kießling et al, 2001). Im Fall einer monopolaren Gleichstromübertragung bildet sich aufgrund des ständig gleichen Vorzeichens eine Wolke elektrischer Ladungsträger durch Ionisation der Luftmoleküle aus. Diese Raumladungswolke kann auch durch den Wind verfrachtet werden (Leitgeb, 2000). Die Feldstärke einer 500 kv HGÜ kann 21 kv/m unter dem Pluspol bzw. 16 kv/m unter dem Minuspol betragen, also doppelt bis dreifach höher als bei einer DHÜ, bei der sich durch die ständig ändernden Vorzeichen die Felder gegenseitig eliminieren. Abb. 30: Links: Elektrisches Feld unter einer DHÜ-Freileitung in 1 m Höhe über Erdboden (Quelle: LfU, 2002); Rechts: Elektrisches Feld unter einer 450kV DC-Freileitung (Quelle: Arrillaga, 1998). Weiterhin erzeugen Hochspannungsleitungen auch hochfrequente Störfelder, die den Funkverkehr beeinträchtigen können. Diese auch für uns hörbaren Geräusche, die sich als Knistern oder Brummen äußern, gehen von Funkenentladungen entlang der Hochspannungsleitung aus und werden auch als Koronaverluste bezeichnet. Ab einer Nominalspannung von 110 kv werden sie durch den Einsatz von Bündelleitern reduziert (Schlabbach, 2003). 46

60 Umweltauswirkungen von Freileitungen Direkte Wirkungen Der Aufenthalt einer Person in einem elektrischen Gleichfeld verzerrt dieses so, dass sich die Feldlinien verstärkt am Kopf als höchstem Punkt im Gelände verdichten. Gleichzeitig bewirkt dies eine oberflächliche Ladungstrennung und Umverteilung (Influenz) durch die eigene Leitfähigkeit. Zu den sich an der Körperoberfläche ansammelnden Ladungen enden senkrecht die Feldlinien, das Körperinnere ist dann wie im Faradayschen Käfig feldfrei und geschützt, auftretende Leckströme sind vernachlässigbar. Die influenzierende Wirkung findet im elektrischen Gleichfeld nur bei Ein- und Austritt in dieses statt, und ist somit nicht in der Lage andauernde Körperströme zu erzeugen. Weiterhin kommt es durch die Ansammlung gleichartiger Ladungen an den Körperhaaren zur gegenseitigen Abstoßung, was von 1,5-3 % der Bevölkerung schon ab 1 kv/m wahrgenommen werden kann (LfU, 2002). Elektrische Wechselfelder ändern sich mit einer Frequenz von 50 Hz sowie auch die Richtung der Influenz. Dadurch können innerhalb einer Person, die sich in einem 5 kv/m starken elektrischen Feld befindet, Ausgleichsströme fließen von 0,6 ma/m² im Kopfbereich bis zu 10 ma/m² in den Fußgelenken. Als untere Schwelle für eine geringfügige Beeinflussung durch Reizwirkungen, wie z. B. Augenflimmern und Veränderung des Membranpotenzials, wird eine Stromdichte von 10 ma/m² angesehen. Ab 100 ma/m² ist die Erregbarkeit des Zentralnervensystems gegeben. Eine akute Gesundheitsgefährdung durch Herzkammerflimmern tritt erst ab 1000 ma/m² auf (Bernhardt, 2002). Abb. 31: Links: Natürliches Gleichfeld zwischen Ionosphäre und Erdoberfläche. Elektrische Felder lassen sich durch hohe und geerdete Objekte wie z. B. Bäume und Häuser gut abschirmen; Rechts: Blitzableitereffekt. Das Kind befindet sich geschützt im Feldschatten der Mutter (Quelle: Leitgeb, 2000). 47

61 Umweltauswirkungen von Freileitungen Indirekte Wirkungen Bei Berührung eines Autos, das sich in einem elektrischen Feld befindet, fließt dessen Leckstrom als Kontaktstrom zusätzlich über den Menschen ab. Die Wahrnehmungsschwelle bei Fingerkontakt liegt zwischen 0,2-0,4 ma. Eine Stromstärke von 0,9-1,8 ma wirkt schon schmerzhaft, dabei nimmt die Empfindlichkeit in der Reihenfolge Männer < Frauen < Kinder zu. Ab 8-16 ma kommt es zu einem schmerzhaften Schock verbunden mit der Unfähigkeit das aufgeladene Objekt loszulassen. Schwerer Schock und Atemprobleme treten zwischen ma in Erscheinung und ab 100 ma setzt akutes Herzkammerflimmern ein. Gut gegenüber dem Boden isolierte Objekte können sich in einem elektrischen Feld auch aufladen. Die Menge gespeicherter Ladungen wird als elektrische Kapazität bezeichnet und hängt im Wesentlichen von der Größe des Objektes ab. Wenn es sich hierbei um eine Person handelt, ist die speicherbare Ladungsmenge so gering, dass sie diese bei einer direkten Entladung an einem geerdeten Gegenstand nicht gefährdet. Bei Annäherung oder Berührung eines aufgeladenen Autos kommt es hingegen, abhängig von der Potenzialdifferenz, zu einer nicht ungefährlichen Funkenentladung. Die mittlere Belästigungsschwelle durch Funkenentladungen liegt bei 7 kv/m (Bernhardt, 2002). Magnetisches Feld Ein magnetisches Feld entsteht immer dort, wo elektrische Ladungen bewegt werden. Es baut sich radialsymmetrisch um den stromdurchflossenen Leiter auf. Die Stärke des Feldes ist von der Stromstärke und vom Abstand zum Leiter abhängig. Es kann durch die magnetische Feldstärke H in Ampere pro Meter [A/m] oder in Abhängigkeit von der magnetischen Permeabilität µ r durch die magnetische Flussdichte B in Tesla [T] beschrieben werden. B v = H v μ μ [Gl. 6] r o µ r Materialkonstante, in Vakuum und Luft näherungsweise 1 6 V s µ o magnetische Feldkonstante ( = 1,26 10 ) A m 48

62 Umweltauswirkungen von Freileitungen Durch den menschlichen Körper wird ein Magnetfeld nicht verzerrt. Es kann durch ihn ungehindert hindurch treten. Allerdings kann das Magnetfeld wirksam werden, wenn elektrische Ladungen durch Körperfunktionen bewegt werden, oder wir uns selbst im Magnetfeld bewegen. Durch Ladungstrennung wird dann eine elektrische Spannung quer zur Bewegungsrichtung induziert. Bisher gibt es jedoch noch keine Anzeichen für eine relevante Beeinflussung der allgemeinen Gesundheit des Menschen. In Tabelle 8 sind Flussdichten natürlicher und technischer Magnetfelder aufgelistet. Tab. 8: Beispiele für magnetische Flussdichten. Magnetische Quelle Flussdichte [µt] Erdmagnetfeld 47,0 LfU, kv-freileitung 28,0-32,0 Kießling et al., 2001 Bipolare HGÜ 23,0 Leitgeb, 2000 Nahverkehr in Deutschland (600 V DC) 80,0 LfU, 2002 Wohngebäude, 67 m Trassenentfernung 0,96 APG, 2004 Abb. 32: Magnetisches Feld unter einer DHÜ- Freileitung in 1 m Höhe über Erdboden (Quelle: LfU, 2002). Elektromagnetische Verträglichkeit Mit der elektromagnetischen Verträglichkeit (EMV) ist die Fähigkeit elektronischer Anlagen und Systeme gemeint, bei elektromagnetischen Einwirkungen der Umwelt zufriedenstellend zu funktionieren, ohne dabei selbst elektromagnetische Störungen zu verursachen, die für andere Anlagen und Geräte in der unmittelbaren Umgebung unannehmbar wären (EU-Rat, 1989). Für sehr empfindliche unipolare Herzschrittmacher liegt die Schwelle für Funktionsstörungen in einem 50 Hz-Feld 49

63 Umweltauswirkungen von Freileitungen bei einer elektrischen Feldstärke von 2 kv/m. Magnetische Wechselfelder fungieren ab ca. 20 µt als Störquelle, magnetische Gleichfelder erst ab 500 µt (Leitgeb, 2000). Die störende Wirkung auf implantierte Geräte ist also für diese Risikogruppe unmittelbar unter einer Hochspannungsleitung nicht auszuschließen (LfU, 2002). Grenzwerte Insgesamt gesehen muss ein Grenzwert für elektrische Felder so niedrig gewählt werden, dass ein elektrischer Überschlag auch bei ungünstigsten Wetterbedingungen verhindert wird und keine unzumutbar hohen Leckströme bei Berührung großer Objekte durch den Körper fließen. Magnetische Felder sollten keine gefährlich hohen Stromdichten im Körper induzieren können (Leitgeb, 2000). Unterschieden werden Basisgrenzwerte, die auf gesicherten Schwellenwerten der direkt im Gewebe wirksamen, physikalischen Einflussgrößen beruhen und abgeleitete Grenzwerte (Referenzwerte), die messtechnisch besser überprüfbar sind. Sie werden in der Luft gemessen und nicht in der exponierten Person (LfU, 2002). Diese wurden 1999 in die EU-Ratsempfehlung [1999/519/EG] aufgenommen, um einen Gemeinschaftsrahmen in allen Mitgliedstaaten zu schaffen. Schon 1997 wurden in der Verordnung über elektromagnetische Felder Grenzwerte für Hochfrequenz- und Niederfrequenzanlagen aufgrund der Empfehlungen der ICNIRP festgesetzt (26. BImSchV, 1997). Laut 3 Satz 1 BImSchV sind Anlagen so zu errichten und zu betreiben, dass in ihrem Einwirkbereich die festgelegten Grenzwerte nicht überschritten werden. Bei einer 380kV-Leitung ist ein Sicherheitsabstand von 20 m zu Gebieten, die nicht nur zum vorübergehenden Aufenthalt von Menschen bestimmt sind, ausreichend. Referenzwerte für elektrische Gleichfelder sind seitens der Organisationen oder Länder größtenteils nicht festgelegt, weil man sie im Alltag bisher wenig antrifft. Die ICNIRP geht davon aus, dass für Feldstärken unterhalb von 25 kv/m bei den meisten Menschen keine störende Wahrnehmung auftritt. Für Deutschland gibt der Verband der Elektrotechniker in einer Vornorm [DIN VDE (V) 848-4] für den Expositionsbereich 2 (Bevölkerung) einen Wert von 20 kv/m an. Was die magnetische Flussdichte betrifft, wird von der ICNIRP für < 1 Hz ein Grenzwert von 40 mt empfohlen. 50

64 Umweltauswirkungen von Freileitungen Laut der 26. Verordnung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes darf für niederfrequente Anlagen (50 Hz) der Übertragung von Elektrizität die elektrische Feldstärke 5 kv/m und die magnetische Flussdichte 100 µt nicht übersteigen. Als Referenzwert für Kontaktströme bis 2,5 khz wird von der ICNIRP eine Stromstärke von 0,5 ma angegeben. Tab. 9: Basisgrenzwerte für elektrische und magnetische Felder. Körperstromdichte [ma/m²] 0 Hz ICNIRP Rat der EU BImSchV DIN VDE 50 Hz ICNIRP 2 Rat der EU BImSchV nicht festgelegt DIN VDE 2 Tab. 10: Referenzwerte für den unbefristeten Aufenthalt der Allgemeinbevölkerung in elektrischen und magnetischen Feldern. 0 Hz 50 Hz Elektr. Feldstärke E [V/m] Magnet. Feldstärke H [A/m] Magnet. Flussdichte B [µt] ICNIRP Rat der EU BImSchV DIN VDE ICNIRP Rat der EU BImSchV DIN VDE

65 Umweltauswirkungen von Freileitungen 5.4 Gefährdungspotenzial für Tiere und Pflanzen Eine Gefährdung der Avifauna an Hochspannungsfreileitungen durch einen direkten Stromschlag bei Berührung der spannungsführenden Leiter und geerdeter Bauteile besteht kaum. So genannte Langstabisolatoren sorgen dafür, dass der Abstand zwischen Leiterseilen und Masten groß genug ist, um auch von Vögeln großer Spannweite nicht überbrückt werden zu können. Anders als im Mittelspannungsbereich können diese Hängeisolatoren auch nicht als Sitzwarte benutzt werden. Vielmehr kommt es beim Versuch des Leitungsanfluges oder Ausweichens zu Kollisionsunfällen mit dem aufgrund des kleineren Durchmessers schlechter sichtbaren Erdseils. Davon besonders betroffen sind unerfahrene Jungvögel. Vogelspiralen und Flatterbänder am Erdseil oder prinzipiell der Einsatz der niedrigeren Einebenenmasten können dazu beitragen, die Sichtbarkeit an besonders gefährlichen Leitungsabschnitten zu verbessern und so die jährlichen Todesopferzahlen um bis zu 90 % zu reduzieren. Zug- und Rastvögel sind insgesamt mehr gefährdet als Brut- und Standvögel. Sie rasten vorzugsweise im Bereich von Gewässern, Feuchtgebieten und offenem Grünland und beanspruchen mitunter weiträumigen Platz zum Starten und Landen. Deshalb sollten Hochspannungsfreileitungen als Hindernisse in diesen Räumen ausgespart bleiben. Bisher sind die Maßnahmen zur Entschärfung von Leitungsabschnitten mit besonderem Gefahrenpotenzial für anfliegende Vögel nicht gesetzlich festgeschrieben und beruhen auf der Freiwilligkeit der Energieversorgungsunternehmen (Schuhmacher, 2002). Bei geschützten Wiesenbrüterarten wie dem Großen Brachvogel (Numenius arquata) und dem Kiebitz (Vanellus vanellus) konnte nachgewiesen werden, dass Brutgebiete nach dem Bau einer Hochspannungsfreileitung entwertet und nicht mehr so häufig aufgesucht wurden. Wahrscheinlich geht von Freileitungen eine visuelle Beeinträchtigung aus. Mitunter halten die Tiere einen Abstand von 100 m zur Trasse, was letztendlich einem Brutgebietsverlust gleichkommt. Und auch die Feldlerche (Alauda arvensis) zeigte eine signifikante Bevorzugung leitungsferner Bereiche (Schuhmacher, 2002). 52

66 Umweltauswirkungen von Freileitungen Gerade was die Sichtbarkeit der Trassen anbelangt, treten Interessenskonflikte zwischen dem Naturschutz und den Energieversorgungsunternehmen auf. Letztlich muss daher ein Kompromiss gefunden werden, der das sicherheitstechnisch Notwendige mit dem ökologisch Sinnvollen verbindet. Eine ganz andere Art der Beeinflussung bodenbrütender Vögel zeigt sich bei der zweckentfremdeten Nutzung der Masten als Brutstätte durch Greif- und Rabenvögel. Die ansitzenden Räuber lassen sich nicht aus der Nestumgebung vertreiben und bilden somit eine ständige Gefahr für die juvenilen Limikolen. Die Verschiebung der Räuber-Beute-Beziehung zugunsten der Räuber kann bei kritischen Bestandsgrößen zum Verlust von Populationen führen (Schuhmacher, 2002). Bei der Untersuchung von Weide- und Wildtieren im Hinblick auf eine negative Beeinflussung durch elektromagnetische Felder stellten sich keine Effekte heraus, da diese Tiere ausreichend mobil und dadurch nicht permanent den auftretenden Feldern ausgesetzt sind. Allein bei Bienen zeigte sich, dass schon Feldstärken von 3-15 kv/m ihre Kommunikation stören und sie dadurch signifikant weniger Honig produzieren. Ein Abstand der Bienenhäuser von 50 m zur Trasse sollte daher nicht unterschritten werden (APG, 2004). Punktuell kommt es an den Mastfundamenten zu Veränderungen des Habitats von einigen Pflanzen- und Tierarten. Die Art der Auswirkung eines Maststandortes kann dabei negativ im Falle des Biotopverlustes sein, aber auch positiv im Sinne einer von starker Überdüngung und Pestizid-Anwendung verschonten Rückzugsinsel. Vielmehr wirkt sich da schon der massive Eingriff in das Waldökosystem beim Schlagen einer mitunter 100 m breiten Schneise aus. Sowohl die Zerschneidung eines intakten Lebensraumes, als auch die offenen, unnatürlichen Waldränder stellen eine ernstzunehmende Gefahr für den Wald dar. Bei letzteren wird das Waldklima empfindlich gestört und der Bestand, je nach Witterung, durch Austrocknungen bzw. Frostschäden gefährdet. Deshalb ist es wichtig, den Schutzstreifen standortgerecht wiederaufzuforsten und langfristig in eine Niederwaldwirtschaft zu überführen, mit dem Zweck, einen natürlichen Waldrand aufzubauen (s. Abbildung 33). 53

67 Umweltauswirkungen von Freileitungen Die RWE AG hat zusammen mit der Universität Freiburg 1994 eine Pilotstudie zu Biotopmanagementplänen für die Pflege von Trassen entwickelt und wendet diese nach eigenen Angaben seit 2004 für alle eigenen Trassen an. Laut RWE bilden die ökologischen Pflegemaßnahmen auch wirtschaftliche Vorteile, da die Kosten um 50 % geringer sind als für stetige Rodungen (s. Abbildung 34) (RWE, 2005). Im Falle des kompletten Biotopverlustes sind entsprechende Ausgleichs- bzw. Ersatzmaßnahmen durchzuführen. Häufig werden Waldgebiete auch aus den oben genannten Gründen überspannt, dementsprechend hoch müssen auch die Masten sein. Abb. 33: Bewirtschaftung im Trassenschutzstreifen (Quelle: RWE, 1996). Abb. 34: Kosten für die Trassenpflege (Quelle: RWE, 2005). 54

68 Umweltauswirkungen von Freileitungen 5.5 Gefährdungspotenzial für Boden und Grundwasser Durch den Einsatz von schweren Bau- und Transportfahrzeugen besteht besonders für schwere Böden eine Verdichtungsgefahr. Dieser wird allerdings mit Tiefenlockerungen nach Beendigung des Bauvorhabens versucht entgegenzuwirken. Notfalls empfiehlt sich auch der Einsatz von Hubschraubern oder Stocknadeln in schwer zugänglichen Bereichen. Eine größere Gefährdung zeigt sich durch Erosionsvorgänge an dem von der schützenden Vegetationsdecke freigelegten Untergrund. Daher besteht auch hier der dringende Bedarf einer Wiederherstellung des Ausgangszustandes, soweit es möglich ist. Dies beinhaltet auch etwaig aufgetretene Setzungen auszugleichen. Überall wo kraftstoff- und ölverbrauchende Geräte zum Einsatz kommen besteht ein prinzipielles Risiko des Eintrags von Gefahrenstoffen in den Boden und letztlich auch in das Grundwasser. Besondere Sorgfalt ist darum geboten, wenn es im Fassungsbereich von Wasserwerken durch die Baumaßnahmen zu Berührungen des Grundwasserleiters kommt. Schwermetallemissionen der Masten können bei neueren Modellen, deren feuerverzinktes Stahlgerüst mit einem Schutzlack überzogen ist, vernachlässigt werden (Knoepfel, 1995). Die fachgerechte Entsorgung anfallender Abfälle, beispielsweise durch belasteten Fundamentaushub und die nachsorgliche Demontage und Wiederverwertung stillgelegter Anlagenteile, wird vorausgesetzt und soll hier nicht weiter betrachtet werden. Weitere Auswirkungen auf die Umwelt Durch den schon erwähnten Korona-Effekt finden entlang der Leiterseile Ionisierungen von Luftmolekülen statt, was wiederum die Bildung von Ozon (O 3 ) 13 und Stickoxiden (NO x ) 14 bewirkt. Für die Konzentrationen im nahen Umfeld von Hochspannungsfreileitungen liegen oft nur Schätzungen vor. Die Produktionsraten sind außerdem stark von den Witterungsbedingungen abhängig und liegen bei einer Gleichstromübertragung aufgrund der Bildung von Raumladungswolken prinzipiell höher. In Knoepfel (1995) werden 4*10-9 kg O 3 /MJ el /km für die Ozonkonzentration BImSchV (2004): Immissionsgrenzwert für Bevölkerung 120 µg/m³ O 3 [60 ppb] höchster 8h- Mittelwert; Vegetation langfristig µg/m³h O 3 (AOT40) BImSchV (2002): Immissionsgrenzwert für Bevölkerung 200 µg/m³ NO 2 [105 ppb] gemittelt über 1 h, ganzjährig 40 µg/m³ NO 2 [21 ppb]; Vegetation ganzjährig 30 µg/m³ NO x [16 ppb]. 55

69 Umweltauswirkungen von Freileitungen angeben. Die Lachgaskonzentration (N 2 O) beträgt nur 10% der Ozonkonzentration. Das deckt sich mit den Angaben in Pehnt (2002), wo für die Lachgaskonzentration 0,4*10-9 kg N 2 O/MJ el /km (4 ppb) aufgeführt werden. Auch wenn bei starkem Regen oder Raureif Werte von 9 ppb gemessen werden, führt dies insgesamt zu keiner signifikanten Erhöhung der natürlichen, bodennahen Ozon- bzw. Stickoxidkonzentrationen (APG, 2004). Zu den Auswirkungen auf die menschliche Umwelt zählen auch die Lärmemissionen einer Hochspannungsfreileitung, die während der Bauphase durchschnittlich 55 db 15 betragen. Bauarbeiten dieser Art sollten im Umfeld von Siedlungen aber generell nicht in sensiblen Zeitfenstern stattfinden. Während der Betriebsphase führen die Korona-Entladungen entlang der Leiterseile zu Geräuschen von ca. 20 db, die gleichzusetzen sind mit dem Rascheln von Blättern und nur in direkter Umgebung der Anlage wahrnehmbar sind. 15 Äquivalenter Dauerschallpegel entspricht der WHO-Empfehlung. 56

70 6 Umweltauswirkungen von Erdkabeln Die Akzeptanz der Bevölkerung für Freileitungstrassen ist aufgrund der nicht vermeidbaren Beeinträchtigung des Landschaftsbildes stark gesunken. Sowohl im dicht besiedelten Raum als auch in naturnahen Landschaften stören sich die Menschen an den hohen Mastbauten, wenn auch oft auf einer subjektiven Gefühlsebene. Aber auch der Platzmangel in Ballungsgebieten und die strikte Vermeidung von Beeinträchtigungen besonders schützenswerter Gebiete führen zu einem verstärkten Einsatz von Erdkabeln in diesen Bereichen. Noch dazu sind bei raumbedeutsamen Vorhaben, wie Hochspannungstrassen sie darstellen, langwierige Genehmigungsverfahren zu durchlaufen, bis das Bauvorhaben realisiert werden kann. Weiterhin lassen sich mit Kabeln die meisten Auswirkungen, die typischerweise von Freileitungen ausgehen, eliminieren. Zunächst einmal betrifft dies den deutlich verminderten Raumbedarf im Vergleich zu einer Freileitungstrasse. Trotzdem ist eine Räumungsschneise von 5 m Breite unvermeidbar. Die Verlegungstiefe für das Kabel beträgt ca. 1 m und auch nach Beendigung der Installationsarbeiten darf in einem Radius von 1 m um das Kabel herum aus Sicherheitsgründen keine Überbauung oder Bepflanzung mit tiefwurzelnden Pflanzen stattfinden (VDEW, 2001). Für die Rodungszone werden in Kießling et al. (2001) und in APG (2003) bei einer parallelen Anordnung der drei Phasen 10 m angegeben. Beim Einsatz von AC-Kabeln würde sich ein zusätzlicher Flächenverbrauch von 100 m² für die alle 20 km nötigen Kompensationseinrichtungen ergeben, die den Blindleistungsbedarf sichern (Laures, 2003). Hinzu kommen noch Muffen bzw. Klemmstellen in einem durch die maximale Fertigungskabellänge bedingten Abstand von 2 km. Aufgrund dieses Raumbedarfs sollte auch bei der Kabelverlegung eine Parallelführung möglichst in den öffentlichen Verkehrsgrund angestrebt werden. Die Kabelisolierung bewirkt die nahezu vollständige Abschirmung der elektrischen Felder. Als Maßzahl für die Durchlässigkeit von Materie für elektrische Felder gilt die Permittivitätszahl ε r oder auch Dielektrizitätszahl genannt. Sie hat keine Einheit und bezieht sich relativ auf die Durchlässigkeit im Vakuum (=1). Für die bei 57

71 Umweltauswirkungen von Erdkabeln Kabelisolierungen verwendeten Stoffe beträgt sie zwischen 2,2-2,8 für Öl und 3,3-4,2 für Papier (beide bei 20 C) (Schlabbach, 2003). Magnetische Felder bleiben davon unbeeinflusst und lassen sich nur minimieren, wenn mehrere Kabel in enger Nachbarschaft zueinander verlegt werden, so dass sich die Felder gegenseitig eliminieren. Das Beispiel eines doppelten Wechselstromkabel-Systems in Abbildung 35 zeigt eine maximale magnetische Flussdichte von ca. 20 µt direkt über dem Kabelgraben. Die Stärke des Magnetfeldes nimmt sowohl mit der Höhe als auch mit zunehmendem Abstand vom Kabel schnell ab und erreicht nach 5 m Hintergrundniveau. Ein weiterer Effekt, der von einem Erdkabel ausgeht, ist die lokale Austrocknung des umgebenden Bodens. Diese ist bedingt durch eine schlechte Wärmeabfuhr in Abhängigkeit von der Bodenart und feuchte. Zunächst einmal unterliegt die Erdbodentemperatur jahreszeitlichen Schwankungen. So kann für einen mitteleuropäischen Boden in 1,25 m Tiefe der Monatsmittelwert für Februar bei 3 C liegen, während er im August bis auf 16 C ansteigt (Scheffer & Schachtschabel, 2002). Der spezifische Wärmewiderstand des Erdbodens ist dabei abhängig vom Bodenwassergehalt. Beispielsweise beträgt der Wärmewiderstand eines Sandbodens bei einem Wassergehalt von 10 % zwischen 0,5 und 1 K*m/W und kann im ausgetrockneten Zustand auf 2,5 bis 4 K*m/W ansteigen (s. Abbildung 35) (Peschke, 1998). Abb. 35: Links: Magnetisches Feld über einem AC-Erdkabel (Quelle: Flosdorff & Hilgarth, 2003); Rechts: Spezifischer Wärmewiderstand eines Sandbodens unterschiedlicher Feuchte (Quelle: Peschke, 1998). 58

72 Umweltauswirkungen von Erdkabeln Die daraus resultierende verminderte Wärmeabgabe beeinträchtigt die Betriebssicherheit des Kabels, wirkt sich aber auch räumlich begrenzt auf die Vegetationsbedeckung, Fruchtreife und Vegetationsperiode von Pflanzen aus. Die spezifischen Einflüsse auf die Mikrobiologie, Flora und Fauna sind noch größtenteils unbekannt. Im Falle eines Unfalls besteht ein akutes Risiko für die Umwelt durch den Eintrag gefährlicher Substanzen insbesondere ins Grundwasser. Das Gefahrenpotenzial durch Leckagen ist dabei vom verwendeten Kabeltyp abhängig. Im Hochspannungsbereich kommen vorzugsweise Niederöldruckkabel und ölimprägnierte Massekabel zum Einsatz. Bei ersteren muss auch nach der Außerbetriebnahme eine regelmäßige Kontrolle auf Dichtheit durchgeführt und ein Alarm- und Maßnahmeplan angefertigt werden. Daher ist eine sofortige Entfernung oft rentabler. Massekabel hingegen stellen nach der Stilllegung keine derartige Gefahr dar, da die Enden verkappt werden und die an sich schon hochviskose Papier-Öl- Isolierung nach dem Abkühlen des nicht mehr betriebenen Kabels noch stärker verharzt. PVC-Kabel, die bei einem ph-wert unter 3 Schwermetalle freisetzen können oder im Brandfall gefährliche Chlorwasserstoffe, wie z. B. Dioxin, emittieren, werden im Hochspannungsbereich nicht verwendet (VDEW, 2001). Ein Erdkabel ist zwar vor Witterungseinflüssen weitgehend geschützt, sollte aber doch einmal ein Reparaturbedarf eintreten, ist die Auffindung und Zugänglichkeit der Schadensstelle zeit- und damit kostenintensiver als bei einer Freileitung. Und auch Herstellungs- und Verlegungskosten gepaart mit einer um das Doppelte kürzeren Lebenszeit (hier 40 Jahre) führen insgesamt zu einem Kostenverhältnis von 1:10 (APG, 2003; Czisch, 1999). 59

73 7 Umweltauswirkungen von Seekabeln Die meisten Gleichstrom-Seekabelverbindungen sind im Nord-Ostsee-Raum installiert für einen Stromimport aus Skandinavien. Abb. 36: Gleichstrom-Seekabel im Nord-Ostsee- Raum (Quelle: UCTE, 2004). Die weltweit bisher tiefste Seekabelverlegung von bis zu 1000 m ist zwischen Italien und Griechenland mit einem HGÜ-Kabel realisiert. Dazu zeigt Abbildung 37 den stark überhöhten Profilschnitt durch die Straße von Otranto. Auf italienischer Seite beginnt die HGÜ als 43 km langes Erdkabel, wird dann als Seekabel im Schelfbereich in den Meeresboden eingespült und in den tieferen Bereich einfach auf dem Meersgrund abgelegt, um dann nach 160 km als 110 km lange Freileitungstrasse weitergeführt zu werden. Abb. 37: Profilschnitt durch die Straße von Otranto (Quelle: Cigre, 2002). 60

74 Umweltauswirkungen von Seekabeln Mit Aus- bzw. Einwirkungen auf die Umwelt ist sowohl während der Verlegung, als auch während der Betriebsphase des Seekabels zu rechnen. Verlegungsphase Im Offshore-Bereich werden die Kabel direkt auf dem Meeresgrund abgelegt, während sie im flacheren Küstengebiet in 1-2 Metern Tiefe in den Meeresboden eingespült werden. In Bereichen erhöhter Morphodynamik, wie z. B. in Prielen und vor Insel, sind Verlegungen sogar bis in 3 m Tiefe angeraten, um Freispülungen auszuschließen. Infolge der großen Sedimentumlagerungen ist ein Verlust bzw. eine Beeinflussung der benthischen Gemeinschaften und bodennah lebender Fische nicht vermeidbar (Wirtz & Schuchardt, 2003). Die Wiederbesiedlungsdauer beträgt mindestens zwei Jahre. Zeitlich und räumlich getrennt kommt es auch zu einer erhöhten Trübung des Wassers durch die bei der Materialumlagerung mobilisierte Feinkornfraktion. Zum einen ist dadurch die Aktivität der Primarproduzenten und des Phytoplanktons beeinträchtigt, zum anderen aber wird durch die gleichzeitige Nährstofffreisetzung das Algenwachstum gefördert. Dies ist besonders im Frühjahr und Sommer der Fall, wenn gewöhnlich eine Nährstoffmangelsituation besteht. Die Beeinflussung der Meeressäuger und Avifauna ist zwar vom Umfang der Erschütterungs- und Lärmstörungen abhängig, aber insgesamt als gering anzusehen. Dennoch sollten präventiv die Baumaßnahmen zeitlich nicht in die Brutzeit und Koloniengründung fallen (Wirtz & Schuchardt, 2003). Betriebsphase Während der Betriebszeit entstehen um den stromdurchflossenen Leiter herum elektrische und magnetische Felder. Durch eine gute Kabelisolierung kann das elektrische Feld nicht nach außen treten. In erster Linie wirkt sich also bei einem bipolaren Gleichstromkabel ein magnetisches Gleichfeld auf die umliegende Umgebung aus, welches aufgrund der Meeresströmung aber sekundäre, elektrische Felder induziert. Auf diese Weise entstehen auch natürliche, elektrische Felder bei der Meeresbewegung durch das Erdmagnetfeld. Beispielsweise werden vom Golfstrom elektrische Felder der Stärke 50 µv/m erzeugt (Kullnick & Marhold, 2000). 61

75 Umweltauswirkungen von Seekabeln Bisher sind die meisten Seekabel als monopolare Leiter ausgeführt mit Rückstrom über das Meerwasser, dies bedingt den Einsatz von See-Elektroden. In 10 km Entfernung zu solchen Elektroden können elektrische Felder der Größenordnung 10-4 V/m auftreten, was zu vergleichen ist mit elektrischen Feldstärken, wie sie auch auf natürliche Weise im Meer entstehen können. In Tabelle 11 werden die Verhältnisse im Nahbereich der See-Elektrode der Kontek vor der Warnemünder Küste den eine Reaktion auslösenden Mindestfeldstärken am Beispiel des Ostseeherings (Culpea harengus membras) gegenübergestellt. Die Elektrode wird als Kathode betrieben mit einer Oberfläche von 400 m² und einer Stromstärke von 1500 A DC. Der Widerstand des Meerwassers beträgt 0,8 Ω*m. Aufgrund der schnellen Abnahme der Feldstärke mit zunehmender Entfernung von der Elektrode ist eine Beeinflussung der Fischfauna nach 10 cm kaum noch zu erwarten. Alternativ bietet sich auch der Einsatz von Land- anstatt See-Elektroden an. Tab. 11: Vergleich der Elektrodenfeldstärke mit der Mindestfeldstärke für die Auslösung einer Reaktion beim Hering (Quelle: nach Debus, 1998). Abstand [cm] Feldstärke an der See- Elektrode [V/m] 100 0, , ,3 0 2 Mindestfeldstärke für den Hering [V/m] Reaktionsbereiche an der Anode 3 Scheuchwirkung 8 Elektrotaxis 40 Narkose Obwohl bekanntlich die biologische Aktivität mit schwach elektrischen Feldereignissen verbunden ist, ist die Wirkung der bei der Stromübertragung entstehenden schwachen, elektrischen Felder weitgehend unerforscht (Debus, 1998). Fische, die mit speziellen Elektrorezeptoren ausgestattet sind, reagieren empfindlicher, da sie elektrische Felder um 1 µv/m noch wahrnehmen. Starke elektrische Felder liegen bei Feldstärken von mehr als 1 V/m und Stromdichten von mindestens 5 ma/cm² vor. Solche Felder rufen eine galvanotaktische und narkotische Wirkung hervor und werden seit 1925 als Fischfanghilfe verwendet (Debus, 1998). Das technisch erzeugte Magnetfeld einer HGÜ ist am stärksten an den Kabeloberflächen und fällt mit zunehmender Entfernung ab. Bei einer Leistung von 500 MW 62

76 Umweltauswirkungen von Seekabeln entspricht die Feldstärke in einem Abstand von 6 m dem Erdmagnetfeld (Söderberg & Abrahamsson, 2001). Da sich die Magnetfeldstärke durch die Überlagerung zweier entgegengesetzt polarisierter Felder verringern lässt, ist der Einsatz von eng beieinander liegenden, bipolaren Leitern ( Touch-Laying ), zukünftig auch in einem gemeinsamen Kabel ( Flat-Type ), der monopolaren Variante vorzuziehen. Zusätzlich kann dadurch die Übertragungsleistung verdoppelt und auf den Einsatz von See-Elektroden verzichtet werden. Ein Einfluss auf die Orientierung weit wandernder Fische wie Aal (Anguilla anguilla) und Lachs (Salmo salar) könnte gegeben sein, da sie in einer Entfernung von 160 m das Feld einer 500 MW HGÜ noch wahrnehmen können (Debus, 1998). Bisherige Freiland- und Laboruntersuchungen lieferten jedoch keine eindeutigen Hinweise auf eine Barrierewirkung, Ablenkung oder Kommunikationsbeeinflussung der Fischfauna (Scheu- und Ablenkwirkung). Höchstwahrscheinlich ist eine multifaktorielle Orientierung bei der Fischmigration anzunehmen, in der das Erdmagnetfeld nur eine Komponente darstellt, die aber umso deutlicher an Bedeutung gewinnt, je weniger stark die anderen Faktoren wie Licht, Temperatur, Strömungsgeschwindigkeit und Salinität in Erscheinung treten. Auch bei anderen Tiergruppen wie Mollusken (Schnecken und Muscheln), Krebstieren, Meeressäugetieren und dem Zooplankton wird die Bewegung durch mehrere Faktoren gesteuert. Insgesamt besteht noch ein erheblicher Forschungsbedarf hinsichtlich der Perzeption und Nutzung des Erdmagnetfeldes durch marine Organismen. Eine Beeinflussung der Migration durch technisch erzeugte Felder kann deshalb nicht völlig ausgeschlossen werden (Kullnick & Marhold, 2000). Neben der Feldentstehung ist auch eine Temperaturerhöhung im unmittelbaren Kabelumfeld zu beobachten. So kann bei einem in 1 m Tiefe verlegten 600 MW Bipol-Kabel in 50 cm Umkreis eine um 3 C erhöhte Bodentemperatur gemessen werden. An der Sedimentoberfläche beträgt die Temperaturveränderung nur noch maximal 1 C. Diese lokale Bodenerwärmung führt zur Intensivierung des Bakterienstoffumsatzes und einer reduzierten winterlichen Mortalität bei Wirbellosen. Auch die Ansiedlung Wärme liebender Organismen ist möglich (Wirtz & Schuchardt, 2003). 63

77 Umweltauswirkungen von Seekabeln Erwähnt sei hier noch das Risiko des Verhakens von Schleppnetzen und Schiffsankern an frei gespülten Leitungen, welches mit einer Wahrscheinlichkeit von 1 Ereignis in 200 Jahren an einem 12 km langen Leitungsabschnitt bestehen kann (SEP, 1997). Eine Bündelung und Mehrfachnutzung von submarinen Trassen ist daher anzustreben. Grundsätzlich bestimmen bei einem Seekabel die Übertragungsleistung, die Länge und die Meeresbodenverhältnisse den zu verwendenden Kabeltyp, da aber wegen der Raumladungsproblematik eines HGÜ-Kabels keine kunstoffisolierten Kabel 16 zum Einsatz kommen, sind nur ölimprägnierte Massekabel und Niederöldruckkabel möglich (VDEW, 2001). Das Risiko eines Ölaustritts im Störfall ist also besonders bei den Ölkabeln gegeben und kann aus praktischen Gründen im Meer durch den Einsatz von Sperrmuffen nicht begrenzt werden. Insgesamt lassen sich die Umweltauswirkungen wie in Abbildung 38 darstellen. Die während der Betriebsphase auftretenden Faktoren nehmen mit der Tiefe der Verlegung des Kabels ab. Die anderen baubedingten Faktoren nehmen hingegen zu. Betrieb Verlegung GOK Δ Temperatur Felder Unfälle Lärm Erschütterung Sedimentumlagerungen Abb. 38: Umweltauswirkungen eines Seekabels in Abhängigkeit von der Verlegungstiefe unter dem Meeresboden (hier als GOK) während der Betriebs- und Verlegungsphase. 16 Aus Umweltschutzgründen wird zukünftig die Substitution durch ein extrudiertes Kunststoff- Dielektrikum angestrebt oder auch verlustärmere Polypropylen-Laminated Paper (PPLP). 64

78 8 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) In den Abschnitten 2 und 3 wurden schon die Voraussetzungen für einen Solarstromtransfers von Nordafrika nach Europa skizziert. Es wurde festgestellt, dass die großen Solarstrahlungspotenziale in Nordafrika zu finden sind und für die Übertragung von elektrischer Energie über große Entfernungen nur die Gleichstromtechnologie in Frage kommt. Im Folgenden soll nun geklärt werden, wie sich eine Verbindung von Angebots- und Nachfrageregion über eine Stromleitung unter ökologischen Gesichtspunkten darstellt. Insgesamt sollen drei Beispieltrassen betrachtet werden. Dazu müssen zunächst die genauen Start- und Zielpunkte der Trassen festgelegt werden. Hierbei wird insbesondere darauf geachtet, dass es sich bei den Bedarfszentren um Gebiete mit einer hohen Bevölkerungsdichte handelt, die dann zusätzlich über Hochspannungsgleichstromübertragungen mit Energie versorgt werden können. Natürlich wird die Energie genauer genommen in das Höchstspannungsnetz der UCTE eingespeist, da aber dieses Netz vielerorts schon an seinen Kapazitätsgrenzen betrieben wird, wird in diesem Fall die Energie so nah wie möglich an den Abnehmer gebracht. Für die Standortauswahl der Kraftwerke wird die DNI- Karte aus Abschnitt 2 (s. Abbildung 7) mit einer speziell auf die Betriebsbedingungen solarthermischer Kraftwerke abgestimmten Ausschlussmaske verschnitten (Kronshage, 2001; Trieb, 2005). Aus den verbliebenen Flächen werden drei Pixel mit jeweils einer DNI von über 2800 kwh/m² im Jahr ausgesucht 17. Abb. 39: Karte der Direktnormalstrahlung [kwh/m²/a] mit Ausschlussflächen (Quelle: *DLR, 2004). 17 Für die Auswahl des Kraftwerkstandortes wurden hier vereinfachten Annahmen getroffen. Mit Hilfe des am DLR entwickelten Planungsinstrument STEPS ist eine umfassendere Standortevaluierung möglich, die auch die Kostenseite und die Kraftwerksauslegung einbringt. 65

79 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Tab. 12: Start- und Zielpunkte der Trassen. Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Kraftwerk [x, y] Algerien [-7 06 ; ] Libyen [15 05 ; ] Ägypten [31 01 ; ] Höhe [m ü. NN] DNI [kwh/m²*a] Bedarfszentrum Aachen/Deutschland [6 01 ; ] Mailand/Italien [9 12 ; ] Wien/Österreich [16 24 ; ] In Tabelle 12 sind die genauen Koordinaten der Start- und Zielpunkte aller Trassen angegeben. Für den genauen Trassenverlauf muss jetzt geeignetes Modell entwickelt werden, welches die Belange von Natur und Landschaft und gleichzeitig die Belange der Bevölkerung berücksichtigt. Zum einen sollen aufgrund der in Kapitel 5-7 aufgeführten Auswirkungen von Hochspannungsleitungen auf die Umwelt und bestimmten technischen Anforderungen an die Trassen ungeeignete bzw. schützenswerte Gebiete ausgeschlossen werden. Zum anderen soll bei den übrigen Gebieten aufgrund ihrer unterschiedlichen Merkmalseigenschaften zusätzlich bewertet werden, inwiefern sie sich als Trassenstandort eignen. Zunächst wird ein geografischer Raumausschnitt definiert, der die äußeren Grenzen für die Modellierung festlegt. Dieser spezielle Raumausschnitt wird als Mittelmeerraum bezeichnet und erstreckt sich von 11 bis 72 nördlicher Breite und von 25 westlicher Länge bis 61 östlicher Länge. Die für die Trassenlegung benötigten Informationen sind in einer Vielzahl von unterschiedlichen, raumbezogenen Datensätzen enthalten, die alle für die gemeinsame Berechnung in ein einheitliches Format gebracht werden müssen. Dies betrifft den Raumausschnitt, da es sich meist um globale Daten handelt, die geografische Auflösung von 1 km x 1 km 18 und das hier zu verwendende IDRISI-Rasterformat 19. Ebenso werden die Daten einheitlich in das geografische Projektionssystem WGS84 20 Datum überführt. Es werden die Geoinformationssysteme IDRISI der Clark Labs, Worcester, Massechusetts (USA) und ARCGIS 8.2 des ESRI, Redlands, Kalifornien (USA) verwendet. Das Schema des Gesamtmodells zeigt Abbildung 86 im Anhang. 18 0,93 km x 0,93 km am Äquator entspr. 30 Bogensekunden bei einem angenommenen Erdradius von 6371 km und einem maximalen Erdumfang von km. 19 Idrisi Image-Raster (.rst) 20 WGS84: World Geodetic System 1984 bei Betrachtung der Erde als Rotationsellipsoiden. 66

80 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) 8.1 Erzeugung einer Ausschlussmaske Die auszuschließenden Gebiete müssen mindestens eines der folgenden Kriterien erfüllen und werden letztendlich zu einer Gesamtausschlussmaske verrechnet Ausschlusskriterium: Schutzgebiet Mit der UN List of Protected Areas wurden erstmalig im Jahre 1962 die Welt- Nationalparke und Reservate durch die Vereinten Nationen zusammengestellt. Die neueste Ausgabe dieser Liste ist die 2003 UN List of Protected Areas, die im September 2003 auf dem 5th World Parks Congress in Durban/Südafrika vorgestellt wurde. Die Zusammenstellung erfolgte durch das United Nations Environment Programme - World Conservation Monitoring Centre (UNEP-WCMC) und die Union for the Conservation of Nature and Natural Resources - World Commission on Protected Areas (IUCN-WCPA). Die zugrunde liegenden Informationen wurden von nationalen Behörden und Ministerien zur Verfügung gestellt. Weiterhin wurde die UN-Liste von der im Jahre 2002 aufgebauten World Database on Protected Areas (WDPA) ergänzt. Gemeinschaftlich mit weiteren staatlichen und nichtstaatlichen Organisationen wird die Weiterentwicklung der WDPA vorangetrieben. Ihre Informationen und Daten dienen somit der Verbesserung und Vervollständigung der Liste (UNEP-WCMC, 2005). Die UN-Liste enthält sowohl Schutzzonen, die auf den IUCN-Kategorien beruhen, als auch anders kategorisierte Gebiete, da letztere mit einer Gesamtfläche von 3,6 Mio km² nicht vernachlässigt werden sollten. Nach der IUCN ist ein Schutzgebiet definiert als ein Land- oder Meeresgebiet, das besonders dafür geeignet ist, die Biodiversität natürlicher und zugehöriger kultureller Ressourcen zu schützen und zu erhalten, und das durch gesetzliche und andere wirksame Mittel verwaltet wird (übersetzt aus IUCN, 1994). Insgesamt werden 6 Klassen von Schutzgebieten unterschieden (IUCN, 1994): Ia Ib II Strict Nature Reserve/Scientific Reserve Wilderness Area National Park 67

81 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) III IV V VI Natural Monument Habitat/Species Management Area Protected Landscape/Seascape Managed Resource Protected Area Die WDPA 2005 ist die aktuelle digitale Version der UN-Liste, optimiert für die Verarbeitung mit einem Geoinformationssystem. Die Datenbank enthält sowohl punktuelle als auch flächige Informationen über nationale IUCN-Schutzgebiete und anders kategorisierte, nationale Schutzgebiete. Alle von der WDPA ausgewiesenen Schutzgebiete, die als Polygon-Datensatz verfügbar sind, fließen in die GIS- Analyse mit ein (*WDPA Consortium, 2005). Punktinformationen sollen hier nicht berücksichtigt werden. Die große Anzahl europäischer Schutzgebiete und die unterschiedlichen Kennzeichnungen dieser führen zu einem sehr komplexen System, welches zusätzlich von der European Environment Agency (EEA) nach anderen Methoden verwaltet wird, daher sind eine Vielzahl dieser Schutzgebiete nicht als vektorielle Datensätze in der WDPA 2005 enthalten (WDPA Consortium, 2005). Die vorhandenen Lücken wurden deshalb mit Schutzgebieten der UN Liste aus dem Jahre 1993 aufgefüllt, die als Polygon-Datensatz in ESRI S ARCATLAS enthalten sind (*ESRI, 1996) Ausschlusskriterium: Industriestandorte Für schon anderweitig anthropogen genutzte Flächen, insbesondere zur Rohstoffgewinnung, werden Ausschlussräume gebildet. Als Datengrundlage für dieses Kriterium dienen die vektoriellen Datensätze der Digital Chart of the World (DCW) (*Ph.D., 1998). Die folgenden Merkmalsklassen sind davon betroffen: Militärischer Stützpunkt Flughafen, -platz Mine, Steinbruch Öl-/Gasfeld Entsalzungsfläche 68

82 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Die Flughäfen und Flugplätze wurden mit einer Sicherheitszone von 3 km versehen, um Kollisionen mit den Leiterseilen auszuschließen. Weitere Pufferzonen von 3 km Breite wurden um Erdöl- und Erdgasfelder gelegt, da es häufig entlang der Leiterseile zu Funkenentladungen kommt. Die gewählten Sicherheitsabstände unterliegen einem konservativen Ansatz, der aber z. B. etwaige Vergrößerungen der Abbauflächen berücksichtigt. Ursprünglich wurde die DCW für die Defense Mapping Agency (DMA) vom Environment Systems Research Institute Inc. (ESRI) entwickelt. Die erste Version aus dem Jahre 1992 beruht auf aeronautischen Karten der DMA mit einem Maßstab von 1:1 Mio. (PSU, 1999). Die Lagegenauigkeit wird mit 500 m angegeben. Hier wurde mit einer kommerziell angebotenen CD-ROM Version des kanadischen Softwareherstellers Ph.D. Associates Inc. gearbeitet (Kronshage, 2001). Seither ist keine aktuellere Edition der DCW herausgegeben worden Ausschlusskriterium: Besiedlungsräume Generell sollten Hochspannungsleitungen nicht durch dicht besiedelte Gebiete geführt werden, daher sind diese für die weitere Analyse auszuschließen. Weiterhin soll aus den unter Kapitel 5 ausgeführten Gründen der Entstehung elektrischer und magnetischer Felder ein Mindestabstand von 250 m zwischen Siedlungsflächen und der Trasse gewahrt bleiben. Einerseits ergibt sich in IDRISI das Problem, dass der minimale Abstand durch die 30 Auflösung der Daten beschränkt wird. Andererseits ist bei Veranschlagung eines 30 Buffers bis zum 75. Breitengrad ein Sicherheitsabstand von 250 m in jedem Fall gegeben. Daher wird vereinfachend mit dem Tool Buffer der nächstangrenzende Pixel zusätzlich ausgeschlossen. Um einen möglichst vollständigen Datensatz über Siedlungsflächen zu erhalten, wurden die Merkmale build-up-area und native settlement aus der DCW mit äquivalenten Angaben des Landbedeckungsdatensatzes Global Land Cover Characterization (GLCC) zu einem Rasterbild verschnitten (*USGS, 2000). Beide Datensätze stimmen nur in 50,4 % aller Pixel überein. Die DCW liefert insgesamt mehr Datenpixel als die GLCC, die nur 1,1 % an Pixel enthält, die die DCW nicht ausweist (Abbildung 40). 69

83 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Bei der Erstellung des GLCC handelt es sich um ein Gemeinschaftsprojekt der amerikanischen Vermessungsbehörde (USGS), der Universität von Nebraska- Lincoln und der Europäischen Kommission für Forschungskooperation (JRC). Die Originaldaten wurden mit dem AVHRR in der Zeit von April 1992 bis März 1993 aufgenommen. Aus NDVI-Kompositionen der Fernerkundungsdaten wurden dann durch multitemporale, unüberwachte Klassifizierungsmethoden die unterschiedlichen Landbedeckungsklassen gebildet. Die geografische Auflösung des GLCC beträgt näherungsweise 1 km x 1 km (USGS, 2003). DCW 48,5 % 50,4 % GLCC 1,1 % Abb. 40: Gemeinsame Schnittmenge der Datensätze von DCW und GLCC Ausschlusskriterium: Meerestiefe Speziell für die Durchquerung des Mittelmeeres wird die maximale Legetiefe für ein Seekabel bei 2000 m Meerestiefe festgesetzt. Hierzu stellt das NGDC ein globales, digitales Geländemodell ETOPO2 Global 2 Elevations bereit (*NGDC, 2001). Die bathymetrischen Daten wurden vom ERS-1 Altimeter der Europäischen Weltraumbehörde (ESA) und vom Geosat Altimeter der US Navy aufgenommen (Smith & Sandwell, 2003). Um die gesamte Erdoberfläche abzudecken, wurden die verschiedenen Datensätze in Abbildung 85 (s. Anhang) zusammengesetzt (Smith & Sandwell, 2003). Die räumliche Auflösung der Daten beträgt ungefähr 4 km x 4 km 21 (NGDC, 2005). Aussagen über die Genauigkeit sind in der Datensatzdokumentation nicht enthalten. Flächen, die tiefer liegen als m werden ausgeschlossen, für die Übrigen wird ein erhöhter Faktor von 10,0 innerhalb der Landbedeckungsreibungskarte bestimmt. Bis heute beträgt die maximale Legetiefe für ein Seekabel m, daher handelt es sich hier um eine prospektive Annahme. 21 3,7 km x 3,7 km am Äquator entspr. 2 Bogenminuten 70

84 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Ausschlusskriterium: Hydrologische Merkmale In weiten Teilen des zuvor definierten Mittelmeerraumes treten perennierende und intermittierende Binnengewässer auf. Die durch sie vereinnahmten Flächen sind als bebaubarer Standort für Freileitungen nicht geeignet und werden daher als Ausschlusskriterium behandelt. Die notwendigen Flächeninformationen sind in der DCW enthalten und dort nach folgenden Merkmalen klassifiziert (*Ph.D., 1998): Inland Water: Perennial/Permanent 22 Inland Water: Non-Perennial/Intermittent/Fluctuating 23 Land Subject to Inundation: Perennial/Permanent Land Subject to Inundation: Non-Perennial/Intermittent/Fluctuating Die Rubrik Land Subject to Inundation: Perennial/Permanent taucht im definierten Ausschnitt nicht auf. Nicht dauerhafte Überschwemmungsgebiete werden als Feuchtgebiete angesehen und mit demselben Faktor belegt (Kronshage & Trieb, 2002). Trockentäler in ariden Gebieten, die so genannten Wadis, die nur episodisch Wasser führen, dann aber in großen Mengen, sind in der Kategorie Inland Water Non-Perennial/Intermittent/Fluctuating enthalten und können damit berücksichtigt werden (Diercke, 2001). Da der GLCC-Landbedeckungsdatensatz auch Inlandsgewässer ausweist, werden diese mit dem DCW-Datensatz verschnitten. Dadurch wird die DCW um 40,6 % mehr Inlandsgewässer erweitert. Das Schwarze und Kaspische Meer werden, wie das Mittelmeer und der Atlantik, als Meerwasser kategorisiert. Um Inlandsgewässer mit einer eher länglichen Ausdehnung und einer Breite nicht größer als 1, also Flüssen, das Kriterium überbrückbar zuzuweisen, wird ein Filter 24 benutzt, der diejenigen Pixel identifiziert, die mindestens an einer Stelle eine Verbindung zum Land aufweisen. Alle verbleibenden Pixel werden ausgeschlossen. 22 Darunter sind dauerhafte Seen, Ströme, Ästuare, Lagunen, nicht vermessene Ströme, Reservoirs und schiffbare Kanäle zu verstehen. 23 Darunter sind episodisch/saisonal fluktuierende Seen, Ströme, Wadis, Sabkhas und nicht schiffbare Kanäle zu verstehen x3 Kernel-Matrix:

85 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Ausschlusskriterium: Geomorphologische Merkmale Bestimmte Flächen sind aufgrund ihrer geomorphologischen Gegebenheiten nicht als Bauuntergrund geeignet. Dazu zählen Salzflächen wegen ihrer stark korrosiven Eigenschaften. Aber auch um sich dynamisch verhaltene Strukturen, wie vergletscherte Gebiete, wird ein Ausschlussraum gebildet, der zusätzlich noch durch eine Sicherheitszone für die Dauer der Betriebszeit von 50 Jahren erweitert wird. Bei Fließgeschwindigkeiten von 200 m/a muss diese mindestens 10 km betragen (Kronshage & Trieb, 2002). Ebenso stellen Sanddünen für die Errichtung von Leitungsmasten einen ungeeigneten Untergrund dar, da die Sandkörner keinen festen Verbund bilden. Der Ausschlussraum enthält auch hier eine Sicherheitszone, die der Mobilität bestimmter Dünentypen gerecht wird. Solche Wanderdünen können bei einer Höhe von 10 m rund 30 m/a zurücklegen, daher wird die Sicherheitszone vorsorglich auf eine Breite von 2 km gesetzt, was eine Gefährdung der Anlage für die Dauer der Betriebszeit von 50 Jahren eliminiert (Cooke et al., 1993). Raumbezogene Informationen über Sanddünen und Salzflächen sind der Digital Soil Map of the World (DSMW) der FAO entnommen (*FAO, 1995). Die DSMW basiert auf der Soil Map of the World (1:5 Mio.) der FAO/UNESCO aus dem Jahre Die räumliche Auflösung der digitalen Karte beträgt näherungsweise 10 km x 10 km 25. Insgesamt weist die DSMW in 26 Bodentypengruppen 106 Bodentypen aus und zusätzliche Nichtbodenmerkmale, die die hierfür interessanten Dünen- und Salzflächen ausweist. Die Gletscherflächen sind dem digitalen Landbedeckungsdatensatz (GLCC) und der DSMW entnommen. Aus den aufgeführten Ausschlussmerkmalen ergibt sich die in Abbildung 41 dargestellte Ausschlussmaske für den gesamten Mittelmeerraum-Ausschnitt. 25 9,3 km x 9,3 km am Äquator entspr. 5 Bogenminuten 72

86 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Abb. 41: Ausschlussmaske für den Mittelmeerraum. 8.2 Erzeugung einer isotropen Reibungskarte Alle beibehaltenen Flächen werden anhand weiterer Merkmale in unterschiedlicher Weise gewichtet, um für die Trassenlegung unter ökologischen Gesichtspunkten den optimalen 26 Weg zwischen dem Erzeuger- und Verbraucherstandort zu finden. Dabei werden den Flächen bzw. Pixel relative Kosten- oder auch Reibungsfaktoren zugewiesen, um sie im übertragenen Sinn hinsichtlich ihrer Eignung als Trassenstandort zu gewichten. Mit dem Geoinformationssystem IDRISI können Reibungskarten ( friction surface images ) aufgrund dieser Faktoren produziert werden, die dann weiter Eingang finden in die Berechnung einer Kosten-Abstands-Karte ( costs-distance-image ). 26 In diesem Sinne auch der kostengünstigste Weg zwischen Erzeuger- und Verbraucherstandort. 73

87 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Landbedeckung Ein Gewichtungskriterium bildet die dem Pixel zugehörige Landbedeckungsklasse, die aus dem GLCC-Landbedeckungsdatensatz bestimmt wird. Aus den sieben zur Verfügung stehenden Klassifikationsmöglichkeiten soll hier mit der Olson Global Ecosystems Klassifizierung mit 96 ausgewiesenen Klassen gearbeitet werden (USGS, 2003). Diese werden für die weitere Verwendung zu 11 Hauptklassen zusammengefasst. Für die Basiskosten in der Reibungskarte wird ein Wert von 1,0 festgelegt. Dies entspricht den Kosten, die mindestens aufgebracht werden müssen, um einen Pixel passieren zu können (Kronshage & Trieb, 2002). Flächen mit dem zugewiesenen Faktor 1,0 bilden somit prioritäre Flächen für das Bauvorhaben. Durch die Zuweisung des Faktors ,0 zu bestimmten Landbedeckungsklassen können diese von den weiteren Berechnungsschritten ausgeschlossen und somit als unüberwindbare Barrieren betrachtet werden. Da durch den Einsatz von Seekabeln das Mittelmeer bzw. das Schwarze und Kaspische Meer keine absoluten Schranken darstellen, aber deren Einsatz doch bedeutend höhere Kosten nach sich zieht, wird großen Oberflächengewässern der Faktor 10,0 zugewiesen (Czisch, 1999). Die übrigen Annahmen der Faktoren liegen in denselben Größenordnungen wie bei Kronshage & Trieb (2002), wobei für die Überquerung von Meerwasser kein zusätzlicher Pauschalaufschlag von 5,0 bezüglich der steigenden Gründungs- und Betriebskosten mit zunehmendem Küs- Abb. 42: Landbedeckung im Mittelmeerraum (Quelle: USGS, 2000). 74

88 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) tenabstand erhoben wird. Die höheren Kosten von Wäldern und Feuchtgebieten beziehen sich nicht nur auf ihre Erschließung, sondern auch auf die unter ökologischen Gesichtspunkten erst nachrangig für die Verwendung als Trassenstandort in Betracht zu ziehenden Flächen. Dabei meint ein Faktor von 3,0 die dreifache Höhe der Kosten im Vergleich zum Basiswert. Reisanbauflächen werden von anderen landwirtschaftlich genutzten Flächen unterschieden, und hinsichtlich ihrer Erschließungskosten wie Feuchtgebiete eingestuft (Kronshage & Trieb, 2002). Die LANDSCAN Datenbank 2003 liefert weltweite Informationen über die Bevölkerungsdichte in einer Rasterauflösung von 30 x 30 (*ORNL, 2003). Dem Datensatz liegt weniger der exakte Wohnort von Menschen zugrunde, sondern vielmehr die räumliche Verteilung der Bevölkerung über einen typischen 24-Stunden-Tag, um daraus eine bessere Risikoabschätzung machen zu können. Das heißt, dass auch die Fahrt zur Arbeitsstelle und der dortige Aufenthalt berücksichtigt werden. Als Eingangsdaten dienen Angaben über Bevölkerungszahlen, meist auf subnationaler Ebene, die anhand von Wahrscheinlichkeitskoeffizienten 27 auf die einzelnen Zellen eines 30 -Rasters verteilt werden. Die Koeffizienten werden aus Fernerkundungsdaten über die Nähe zu Straßen, die Geländesteigung, die Landbedeckung, nächtliche Lichtemissionen und anderen Datensätzen abgeleitet (ORNL, 2003). Anhand dieser Datenbank ist es also möglich Agglomerationen um Städte herum zu erfassen. Diese sollen aber nicht als Ausschlussflächen betrachtet werden, da sonst zu viele Flächen aus der weiteren Analyse herausfallen. Der Grenzwert wird bei einer Bevölkerungsdichte von 500 Einwohnern/km² gesetzt. Durch die Zuweisung eines höheren Kostenfaktors können diese dann stärker gewichtet werden. Dazu werden die Flächen mit dem Landbedeckungsdatensatz verschnitten und anschließend zusammen mit den anderen Merkmalen entsprechend der Reibungsfaktoren klassifiziert. 27 länderspezifische Likelihood-Koeffizienten 75

89 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Abb. 43: Bevölkerungsdichte im Mittelmeerraum (Quelle: *ORNL, 2003) Kulturelle und religiöse Stätten Eine Freileitung kann zu einer optischen Beeinträchtigung des Landschaftsbildes führen. Daher sollte die Minimierung der Sichtbarkeit schon innerhalb der Planungs- und Genehmigungsphase angestrebt werden. Zur Beurteilung der Sichtbarkeit einer Freileitung im Gelände werden verschiedene Verfahren angewendet. Man unterscheidet zwei grundlegende Typen (Zewe, 1996): Quantitative Verfahren zur Beurteilung der optischen Wirksamkeit durch Berechnung von Bewertungsgrößen für die Sichtbarkeit einer geplanten Freileitung (Berechnung von Bewertungsgrößen mit Hilfe von Simulationsverfahren). Qualitative Verfahren zur Beurteilung der Auswirkungen auf das Landschaftsbild durch realistische Darstellung einer geplanten Freileitung in der Landschaft (Fotomontagen, grafische Datenverarbeitung von Luftbildern und Geländemodellen, Befragungen von Testpersonen). 76

90 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Solche Modelle finden immer mehr Anwendung, sind aber sehr komplex und rechenintensiv. Im Falle von qualitativen Verfahren sind diese zwar sehr realistisch, aber nur auf bestimmte Beobachterstandorte beschränkt oder bei Zuhilfenahme von Luftbildern für den Nahbereich einer Leitung zu gering aufgelöst. Mit einem kombinierten Modell wird eine realistische Darstellung der Freileitung im Gelände und eine quantitative Bewertungsmöglichkeit der Sichtbarkeit angestrebt (Zewe, 1996). Aufgrund des immensen Aufwands zur Beurteilung der optischen Wirksamkeit von Freileitungen und der Größe des hier betrachteten Ausschnitts wird die Sichtbarkeit nur für das Umfeld von Kulturdenkmälern und religiösen Stätten in vereinfachter Weise geprüft. Dies geschieht innerhalb von IDRISI mit dem Tool Viewshed. Alle Bereiche, die dabei vom Beobachterstandort in 2 m Höhe aus sichtbar sind, werden mit einem Kostenfaktor von 7,0 belegt. Der maximale Sichtradius wird auf 10 km begrenzt. Da im Bereich von Meerwasser Seekabel zum Einsatz kommen, werden diese von der Sichtbarkeitsanalyse ausgeschlossen. In bewaldeten Gebieten kann sich die Sichtbarkeit der Masten um bis zu 100 % verringern, da sie durch die Bäume getarnt sind (Zewe, 1996). Daher werden bewaldete Gebiete, die sich im Sichtbereich befinden, nicht höher gewichtet. Die einzelnen Standortkoordinaten wurden dem GEOnet Names Server (GNS) der NGA entnommen (*NGA, 2005). Diese Datenbank enthält die Namen und Koordinaten verschiedener Standorte von kulturellen und religiösen Stätten außerhalb der Vereinigten Staaten, aus denen für diese GIS-Analyse die in Tabelle 29 (s. Anhang) aufgeführten Stätten ausgewählt wurden. Da die Genauigkeit der Koordinaten auf die Angabe von Minuten beschränkt ist, können räumliche Abweichungen der Standorte von 1 resultieren. Im betroffenen Bereich zwischen 23 und 50 ergibt sich damit ein Fehler von ±1,7 km bis ±1,2 km. 77

91 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Infrastruktur Aus der Absicht heraus Trassen gebündelt zu verlegen, muss ein weiteres Gewichtungskriterium entwickelt werden, das sich auf die Entfernung zu bestehenden Hochspannungsleitungen bezieht. Dabei wird der Gewichtungsfaktor so gewählt, dass er mit zunehmendem Abstand zur Trasse linear auf 50,0 ansteigt. Die Datengrundlage bildet die DCW, die auf dem Stand von 1992 Stromleitungen mit einer topografischen Genauigkeit von 500 m enthält, jedoch ohne Angaben über die Spannungshöhe der einzelnen Leitungen. Für Nordafrika und die östlichen Mittelmeer-Anrainerstaaten liegt eine schematische Darstellung (CAD) von existierenden und geplanten Hochspannungsleitungen ab 110kV vor. Nach erfolgter Georeferenzierung wird aber nur näherungsweise der reale Verlauf der Trassen abgebildet. Sie soll aber aufgrund der begrenzten Datenzugänglichkeit dennoch in die Analyse miteinbezogen werden. Für Seekabelverbindungen stand kein GIS-Datensatz zur Verfügung. Die Reibungskarte für die Entfernung zu Trassen erstreckt sich auch über Wasserflächen, so dass hiermit indirekt auch der Küstenabstand in die Berechnung mit einfließt. Abb. 44: Abstandskarte des Stromnetzes im Mittelmeerraum in Kilometern. 78

92 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Naturgefahren Bisher wurden im Modell zur Trassenlegung nur die Überschwemmungsgebiete als von Naturkatastrophen betroffene Bereiche berücksichtigt. Weiterhin können sich aber u. a. auch Erdbeben, Stürme (Windlasten) und Gewitter auf die Betriebssicherheit einer Freileitungsanlage auswirken. Um solchen Beeinträchtigungen zu widerstehen, bedarf es einer an die Standortverhältnisse angepassten Bemessung der Masten und Leiterseile. Häufig auftretende, starke Windlasten bedingen auch den häufigeren Einsatz von Abspannmasten und ein höheres Reparaturaufkommen innerhalb der Betriebsdauer der Anlage. Der hier verwendete Datensatz Weltkarte der Naturgefahren der Münchener Rückversicherungs-Gesellschaft AG beinhaltet die räumliche Verteilung verschiedener Naturgefahren, die jeweils in bis zu sechs Gefährdungsklassen unterteilt werden (s. Tabelle 13). Dabei sind nicht alle Klassen im betrachteten Mittelmeerraum vertreten. Ein Gefährdungspotenzial durch einen tropischen Sturm ist in diesen Breiten zum Beispiel nicht vorhanden. Abb. 45: Erdbebengefährdung (Quelle: OD, Münchener Rück, 2001). 79

93 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Abb. 46: Gefährdung durch Vulkanausbrüche (Quelle: OD, Münchener Rück, 2001). 80 Abb. 47: Gefährdung durch Winterstürme (Quelle: OD, Münchener Rück, 2001).

94 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Abb. 48: Gefährdung durch Tornados (Quelle: OD, Münchener Rück, 2001). Abb. 49: Hagelgefährdung (Quelle: OD, Münchener Rück, 2001). 81

95 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Abb. 50: Gefährdung durch Gewitter (Quelle: OD, Münchener Rück, 2001). Abb. 51: Tsunamigefährdung (Quelle: OD, Münchener Rück, 2001). 82

96 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Tab. 13: Gefährdungsklassen der einzelnen Naturgefahren (Münchener Rück, 2001). Gefährdung Gefährdungsklasse Skala Erdbeben < V VI VII VIII IX - Modified Mercalli, P = 10% (50 Jahre) Vulkanausbruch* kein Risiko 100 km 30 km geografische Lage zum Vulkan Tsunami* kein Risiko niedrig < 3 km mittel < 2 km hoch < 1 km - - geografische Lage zur Küste Sturmflut kein - - hoch - - geografische Lage Tropensturm Wintersturm Tornado Risiko kein Risiko kein Risiko kein Risiko zur Küste Saffir-Simpson- Hurrikanskala [km/h] - mittel hoch - - Windgeschwindigk eit < > Ereignisse pro km² und Jahr Hagel - < > Hagel-Tage pro Jahr Gewitter - < > Anzahl Einschläge pro km² und Jahr *nach Kronshage, 2001; blau unterlegte Klassen sind im betrachteten Mittelmeerausschnitt vorhanden In diesem Modell werden Bereichen erhöhter Gefährdung durch Naturkatastrophen auch höhere Kostenfaktoren zugewiesen (s. Tabelle 15). Diesen Faktoren wird ein Versicherungskostenmodell zur standortspezifischen Versicherungsprämienberechnung für Naturgefahren, wie in Kronshage (2001) beschrieben, zugrunde gelegt. Danach setzt sich die Versicherungsrate V h, F für Freileitungen bei einer positiven Gefährdung aus der Grundversicherungsrate Vh, F null und einem ex- r ponentiellen Gewichtungsfaktor b h 1 zusammen. Durch den exponentiellen An- h satz wird die Spreizung der Gefährdungsklassen wiedergegeben. Für den Exponenten r h ist die Gefährdungsklasse der jeweiligen Naturgefahr h einzusetzen. Im Fall einer nicht vorhandenen Gefährdung kann aber bei einigen Naturgefahren ein Risiko nicht vollständig ausgeschlossen werden, so dass die Versicherungsrate mit dem positiven Beitrag V h, null belastet wird. Die Werte für die Basis der Versicherungsratenfunktion b h der Naturgefahr h und der übrigen Versicherungsaufschläge wurden auf der Grundlage einer Expertise der Forschungsgruppe Geowissenschaften der Münchener Rückversicherungs-Gesellschaft AG ermittelt (Kronshage, 2001). 83

97 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) V h,f = V h,null r h = 0 (b h rh 1) * V h,f null r h 0 (h = 1,,9) Die bei einer Sturmflut auftretenden Schäden sind stark abhängig von der Erhebung des Landes über dem Meer und somit schwierig zu beurteilen. Nur bei einer differenzierten Betrachtung der gesamten Küstenabschnitte mit dem dazugehörigen Hinterland könnten gültige Aussagen über das Gefährdungspotenzial getroffen werden. Zudem wird diese Art der Gefährdung im Allgemeinen nicht von der Versicherung gedeckt. Daher soll hier diese Gefährdung ebenso wie tropische Stürme nicht mit in die Rechnung einbezogen werden. Für die Gefährdung durch Gewitter werden dieselben Werte wie für Hagel verwendet. Tab. 14: Versicherungsraten und Basisfaktoren (Quelle: Kronshage, 2001). h Gefährdung V h,null [ ] V h,f null [ ] b h 1 Erdbeben 0,2 0,08 4,1* 2 Vulkanausbruch 0,0 0,03 4,6 3 Tsunami 0,0 0,21 2,5 4 Wintersturm 0,1 3,64 1,1 5 Tornado 0,1 0,32 1,6 6 Hagel 0,3 4,55 1,1 7 Gewitter 0,3 4,55 1,1 *modifiziert (Kronshage, 2005) Tab. 15: Gesamtversicherungsraten. h Gefährdung Gefährdungsklasse r Erdbeben 0,2 0,3 1,3 5,4 22,5 2 Vulkanausbruch 0,0 0,1 0, Tsunami 0,0 0,3 1,1 3,1-4 Wintersturm 0,1-0,8 1,2-5 Tornado 0,1 0,2 0, Hagel - 0,5 1,0 1,5-7 Gewitter - 0,5 1,0 1,5 - Die Versicherungskostenfaktoren der einzelnen Gefährdungen werden für jeden Pixel aufaddiert und ergeben somit das Reibungsmerkmal Naturgefahr. Alle Kostenfaktoren der übrigen Merkmale (s. Tabelle 16) werden zum Zwecke der Summenbildung zunächst um die Basiskosten erniedrigt. Nach erfolgter Summierung werden diese wieder hinzugefügt, so dass eine einzige isotrope Reibungskarte R iso entsteht: 84

98 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) R iso = 1 + F k [Gl. 7] F K um die Basiskosten erniedrigter Kostenfaktor Merkmal (Landbedeckung, Infrastruktur, Naturgefahr, Sichtbarkeit) Der größtmögliche Reibungsfaktor von 100,0 wird nicht erreicht, da dies an einem Standort immer die maximale Gewichtung bei allen Reibungskarten voraussetzen würde. Zum Beispiel befinden sich die am weitesten vom Leitungsnetz entfernten Bereiche im atlantischen Ozean. Dort wurde aber weder eine Sichtbarkeitsanalyse durchgeführt, noch eine Abschätzung der Naturgefahren. Im Weiteren wird die Ausschlussmaske über die gesamte isotrope Reibungskarte gelegt, so dass die resultierende Karte zusätzlich den Maximalwert von ,0 für die Ausschlussflächen enthält. Tab. 16: Verhältnis von erhöhten Kosten zu Basiskosten (= 1,0). Merkmal k Wert F Wert nach Kronshage & Trieb (2002) Landbeckung Grasland 1,0 1,0 Wald 5,0 1,2 Feuchtgebiet 3,0 2,0 Savanne 1,0 1,0 Kulturfläche 1,0 1,0 Reisanbaugebiet 3,0 2,0 Halbwüste 1,0 1,0 Wüste 1,0 1,0 Gletscher* , ,0 Inlandsgewässer* ,0 15,0 Inlandsgewässer (Brücke) 3,0 2,0 Meerwasser 10,0 15,0 Siedlungsfläche* , ,0 Agglomerationen 10,0 - Sichtbarkeit Kulturelle/Religiöse Stätten 1,0; 7,0 - Infrastruktur Stromnetz 1,0-50,0 - Naturkatastrophen s. Tabelle 15 1,0 30,9 - Ausschlussmaske* , ,0 keine Daten , ,0 *Mitunter liegen redundante Informationen vor, die sowohl in der Ausschlussmaske als auch in anderen Datensätzen enthalten sind. 85

99 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Abb. 52: Isotrope Gesamt-Reibungskarte. 8.3 Erzeugung einer anisotropen Reibungskarte Die bisherigen Reibungskarten beinhalteten isotrope Merkmale, die in alle Richtungen den gleichen Betrag haben, hingegen handelt es sich bei der Geländesteigung um ein anisotropes Merkmal. Geländesteigung Beispielhaft kann man sich einen Wanderer vorstellen, der in Richtung Norden (0 ) einen Hang hinaufsteigt, welcher nach Süden (180 ) einfällt. Dabei muss er die maximale Steigung des Hanges auf kürzester Strecke bewältigen. Würde er den Hang aus Richtung Süd-Ost (135 ) überqueren, könnte er dieselbe Steigung auf einer längeren Strecke überwinden. Bei 90 würde sich der Wanderer entlang einer Höhenlinie bewegen. Wie man sieht, ist die Überquerung einer nicht ebenen Rasterzelle richtungsabhängig. Die letztendlich daraus resultierende Wegverlängerung zieht für die Trassenlegung zusätzliche Kosten nach sich. 86

100 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Generell wird hier davon ausgegangen, dass sich die Trassenlegungskosten mit zunehmender Geländesteigung erhöhen. Um die kontinentale Geländehöhe im gesamten Mittelmeerraum räumlich zu bestimmen, wird auf das weltweite digitale Geländemodell GLOBE des NGDC, eines von drei nationalen NOAA-Datenzentren, zurückgegriffen (*GLOBE Task Team et. al., 1999). Der Rasterdatensatz besitzt eine horizontale Auflösung von ca. 1 km x 1 km und eine vertikale Auflösung von 1 m ü. NN. Insgesamt sind sechs Rasterhöhenmodelle und fünf kartografische Vektordatensätze entweder aufbereitet oder extra prozessiert worden für die Verwendung in GLOBE (30 Raster). Im Ergebnis sind dann 18 verschiedene Quellkombinationen (s. Anhang) in GLOBE eingegangen. Den Hauptanteil bilden der Rasterdatensatz Digital Terrain Elevation Data (DTED) der NIMA und der GTOPO30-Rasterdatensatz des USGS, welcher ursprünglich aus der DCW durch Rasterkonvertierung erzeugt wurde (Hastings & Dunbar, 1999). Zunächst einmal wird mit Hilfe des Tools Slope in IDRISI aus dem digitalen Geländemodell heraus eine Steigungskarte berechnet und die korrespondierende Aspektkarte, die den Einfallwinkel als Azimut 28 für jeden Pixel ausgibt. Ab einer Geländesteigung von 20 % wird von einem erschwerten Geländemerkmal für die Trassenlegung ausgegangen. Darüber steigt der zusätzliche Kostenaufwand linear an, so dass im Abstand von 45 % Schritten Klassen gebildet werden. Ab 200 % ist die Höhe der Steigung für die Zusatzkosten unerheblich und der Höchstwert wird konstant gehalten (Kronshage & Trieb, 2002). Die maximal vorkommende Steigung im betrachteten Mittelmeerraum beträgt 151 % bei einem 1-Kilometer-Höhenmodell. Steigungsklasse [%] Faktor , , , , ,8 >200 2,0 28 Azimut: Winkel zwischen geografisch Nord (0 ) und der Hangneigung. 87

101 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) Über eine anisotrope Funktion wird aus der Aspektkarte heraus die effektive Reibung des Pixels bestimmt. Die volle Reibung durch die berechnete Geländesteigung ist bei Verwendung einer quadratischen Cosinus-Funktion nur für eine Winkeldifferenz von 0 und 180 zwischen der Gehrichtung und Hangneigung gegeben. Alle anderen Winkel führen zu einer Abnahme der effektiven Reibung bis hin zur Neutralisierung der Steigung bei 90 und 270 (Eastman, 1999). effektive Reibung = neu bewertete Reibung f wobei f = cos² α ( Directional Bias Function ) 1,00 0,75 0,50 Funktionswert f 0,25 0, ,25-0,50-0,75 f = cos a f = cos² a -1,00 Winkel α [ ] Abb. 53: Directional Bias Function. 8.4 Berechnung der Kosten-Abstands-Karte und Trassenlegung Mit dem Tool Varcost wird aus der isotropen Reibungskarte, der anisotropen Reibungskarte und ihrer zugehörigen Aspektkarte eine Kosten-Abstands-Karte berechnet. Dabei wird die isotrope Reibungskarte als Faktor zur anisotropen Reibungskarte multipliziert. Als Startpunkt wird der Standort des solarthermischen Kraftwerks festgelegt. Davon ausgehend berechnet Varcost für jeden Rasterbildpixel die Kosten als Distanz-Rasteräquivalente, die minimal aufgebracht werden müssen, um von dem betrachteten Pixel zum Kraftwerk zu gelangen. Beispielsweise besagt ein Zellwert von 100,0, dass die Kosten zur Überbrückung 88

102 Ökologisch optimierte Trassenführung (GIS-Analyse) der Distanz zwischen dieser Zelle und dem Zielpixel äquivalent der Bewegung über hundert Zellen mit Basiskosten von 1,0 sind oder über 50 Pixel mit Kosten von 2,0 oder über einen Pixel mit Kosten von 100,0 (Eastman, 1999). Mit dem Tool Pathway lässt sich nach Festlegung der Endpunkte der günstigste Trassenverlauf als Linienpolygon vom Kraftwerk zum Bedarfszentrum visualisieren. In Abbildung 54 werden die vom Kraftwerksstandort aus berechneten Kosten- Abstands-Karten zusammen mit der resultierenden Trassenverlauf beispielhaft für die Trasse 1 und 2 gezeigt. Aufgrund der vorgenommenen Flächengewichtung handelt es sich bei den dargestellten Beträgen um keine absoluten, sondern um relative Kosten. Danach wird der günstigste Pfad für die Trassenlegung ausgewählt. Abb. 54: Kostenabstandskarte für Trasse 1 (links) und Trasse 2 (rechts). 89

103 9 Analyse der Ergebnisse Aachen Mailand Wien Algerien Libyen Ägypten Kilometers Abb. 55: Modellierte Trassenführung für einen Solarstromimport. 9.1 Trasse 1: Algerien-Aachen Die erste Leitung nimmt ihren Anfang im westlichsten Teil von Algerien, ca. 100 km östlich der Stadt Tindouf. Von dort aus führt sie als Freileitung in exakt nördlicher Richtung durch die Wüste nach Marokko, überquert das Atlasgebirge und erreicht nach ungefähr 1090 km die Meerenge von Gibraltar. Auf einer Länge von 18 km wird die Leitung dann als Seekabel ausgeführt und an der europäischen Küste wieder an eine Freileitung angeschlossen. Östlich vorbei an den spanischen Naturparken Los Alcornocales und Sierra de Grazalema folgen rund 930 km quer durch die Iberische Halbinsel. Die Landbedeckung variiert dabei stark zwischen Wald-, Grün- und Ackerflächen und Halbwüsten. Auf Höhe der Pyrenäen wird die französische Staatsgrenze passiert. Ab da verläuft die Trasse fast geradlinig in nordöstlicher Richtung, da in Frankreich wenig Flächen 90

104 Analyse der Ergebnisse ausgeschlossen und die übrigen hauptsächlich für Ackerbau genutzt werden. Nach insgesamt 3117 km wird der Zielort Aachen erreicht. Abbildung 56 zeigt das Geländeprofil vom Bedarfszentrum im Norden zum Kraftwerk im Süden. Auf der Gesamtstrecke muss eine Maximalhöhe von 3500 m im Atlasgebirge und eine Maximaltiefe von -750 m bei der Durchquerung des Mittelmeeres überwunden werden. Die hypsografische Summenkurve macht deutlich, dass sich über 50 % der Flächen zwischen Meeresspiegelniveau und 500 m ü. NN bewegen. Nur ca. 5 % der Flächen liegen über 1500 m und damit im Hochgebirgsbereich. H y p s o g r a f i s c h e K u r v e v o n T r a s s e 1 H ö h e [ m ü. NN ] Entfernung (Pixel) H ö h e n v e r t e i l u n g e n t l a n g d e r T r a s s e [ % ] Abb. 56: Geländeprofil [m ü. NN] der Trasse 1 von Aachen nach Algerien und zugehöriges hypsografisches Höhenmodell. 9.2 Trasse 2: Libyen-Mailand Die zweite Trasse mit einer Gesamtlänge von 3108 km startet im südwestlichen Teil Libyens ca. 80 km südöstlich der Stadt Al Wigh und führt dann 1330 km in nordwestlicher Richtung durch die Libysche Wüste. Dabei wird der Verlauf hauptsächlich von geomorphologischen Gegebenheiten wie Dünen- und Lavafeldern um Al Haruj beeinflusst. Tunesien wird auf einer Länge von 700 km zentral durchlaufen, wobei die großen Sandwüsten der Sahara (Erg) westlich liegen gelassen werden. Insgesamt liegen über 50 % der Trasse in Wüstengebieten. Auch im nördlichen Teil von Tunesien werden aufgrund der geringen Bevölkerungsdichte und vorherrschenden Acker- und Grünflächen kaum Flächen ausgeschlossen. Daran schließt sich eine 220 km lange Seekabelverbindung zur italienischen Insel Sardinien an. Auf den Mittelmeerinseln folgt die Trasse dem Verlauf der schon 91

105 Analyse der Ergebnisse bestehenden HGÜ SACOI. Am großen Korsischen Regionalpark wird die Freileitung auf östlicher Seite vorbeigeführt. Der Anschluss an das italienische Festland wird wieder über ein Seekabel realisiert mit einer Länge von ungefähr 130 km. Der Nationalpark Arcipelago Toscano bleibt davon erwartungsgemäß unberührt. Danach sind es noch 180 km durch die Waldgebiete des Apennins und Ackerflächen im Bereich der Poebene bis das Bedarfszentrum Mailand erreicht wird. Die größten Höhen von um die 1200 m werden auf Sardinien und im Apennin erreicht. Die tiefste Stelle bei der Durchquerung des Mittelmeeres liegt bei m. Auf der gesamten Strecke werden keine Hochgebirge durchquert, nahezu 90 % der Flächen befinden sich zwischen Meeresspiegelniveau und 1000 m ü NN. H y p s o g r a f i s c h e K u r v e v o n T r a s s e H ö h e [ m ü. NN ] Entfernung (Pixel) H ö h e n v e r t e i l u n g e n t l a n g d e r T r a s s e [ % ] Abb. 57: Geländeprofil [m ü. NN] der Trasse 2 von Mailand nach Libyen und zugehöriges hypsografisches Höhenmodell. 9.3 Trasse 3: Ägypten-Wien Das solarthermische Kraftwerk, an das sich die dritte Trasse anschließt, befindet sich ungefähr 50 km östlich der Oase Kharga in Ägypten. Von dort aus verläuft die Freileitung 860 km erst in nördlicher, dann in östlicher Richtung durch Ägypten. Dabei wird ca. 35 km nordwestlich von Asyut der Nil überquert und anschließend auch der Golf von Suez, da die Siedlungsgebiete der Stadt Suez und Dünengebiete im nördlichen Teil der Halbinsel Sinai ausgeschlossen werden. Auf einer Strecke von 60 km wird das südliche Israel genau zwischen den drei Naturreservaten Har Ha Negev, Ashosh und Nehalim Gedolim Uqetura passiert und die Trasse anschließend weiter Richtung Ma an in Jordanien geführt. Nach 92

106 Analyse der Ergebnisse insgesamt 380 km gelangt man an die Landesgrenze zu Syrien. Von dort aus führt die Trasse durch rund 500 km der Syrischen Wüste und dann westlich vorbei am Wasserreservoir Buhayrat al Asad. Die Trasse führt auf 1300 km weiter durch den anatolischen Teil der Türkei, vorbei an Ankara und Istanbul, und dann entlang der Küste zum Schwarzen Meer über den Bosporus und durch den als Thrakien bezeichneten europäischen Teil der Türkei. Im Folgenden werden in nordwestlicher Richtung noch Bulgarien, Rumänien und Ungarn passiert bis nach 1370 km der Zielort Wien erreicht wird. Die Donau wird dabei einmal 60 km südwestlich von Craiova in Rumänien und einmal 60 km südlich von Budapest überbrückt. Insgesamt hat die Trasse eine Länge von 4511 km und muss besonders auf dem Balkan große Höhen von um die 2000 m überwinden. Zusammen genommen bewegen sich aber auch hier fast 90 % der betroffenen Flächen zwischen null und 1500 m ü. NN. H y p s o g r a f i s c h e K u r v e v o n T r a s s e H ö h e [ m ü. NN ] Entfernung (Pixel) H ö h e n v e r t e i l u n g e n t l a n g d e r T r a s s e [ % ] Abb. 58: Geländeprofil [m ü. NN] der Trasse 3 von Wien nach Ägypten und zugehöriges hypsografisches Höhenmodell. 9.4 Auswertung Im Folgenden sollen die modellierten Trassen weiteren Vergleichsanalysen unterzogen und die Ergebnisse u. a. hinsichtlich ihrer Genauigkeit bewertet werden. Trassenlänge In Tabelle 17 sind noch einmal explizit die Längen der Trassenabschnitte pro Land, die sich im Meer befindlichen Abschnitte und die Gesamtlängen aufgelistet. Demnach weist die Trasse 2 mit 373 km den größten Seekabelabschnitt auf, was 93

107 Analyse der Ergebnisse 12 % der Gesamttrasse entspricht. Bei Trasse 1 ist die Straße von Gibraltar auf einer Länge von 18 km zu durchqueren und bei Trasse 3 summieren sich die 30 km Seekabel aus der Durchquerung des Golfs von Suez und dem Bosporus. Allerdings ist bei Letzterem die Länge der Strecke überschätzt worden. Da die Trasse entlang der Küste führt, kann es längsseitig zu Überschneidungen mit Pixel des Schwarzen Meeres kommen. Insgesamt ist die Trasse 3 um das 1,5fache länger als die beiden anderen Trassen und hat daher mit 4481 km auch den längsten Freileitungsabschnitt. Tab. 17: Trassenanteile der beteiligten Länder in Kilometern. Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Land Länge [km] Land Länge [km] Land Länge [km] Algerien 256 Libyen 1326 Ägypten 858 Marokko 835 Tunesien 701 Israel 59 Spanien 932 Sardinien/ital. 313 Jordanien 378 Frankreich 907 Korsika/franz. 216 Syrien 495 Belgien 164 Italien 178 Türkei 1324 Deutschland 5 Bulgarien 448 Rumänien 361 Ungarn 518 Österreich 40 Freileitung 3099 Freileitung 2735 Freileitung 4481 Seekabel 18 (0,6 %) Seekabel 373 (12 %) Seekabel 30 (0,7 %) Summe 3117 Summe 3108 Summe 4511 Landnutzung Bei der Betrachtung der von den Trassen beanspruchten Landnutzungsformen kann gezeigt werden, dass in allen drei Fällen die laut Modell begünstigten Flächen zu über 80 % auch tatsächlich für die Trassenlegung genutzt wurden. Reisanbauflächen und Feuchtgebiete kommen im Trassenverlauf gar nicht vor und auch Agglomerationen werden fast immer ausgespart (s. Tabelle im Anhang). Der Waldanteil übersteigt bei keiner Trasse die 10 %. Dies entspricht auch im Wesentlichen der typischen Flächennutzung einer Freileitung in Knoepfel (1995). Nur bei Trasse 2 liegen ca. 10 % der durchquerten Flächen im Sichtbereich bestimmter kultureller Stätten. Bei den anderen Trassen sind die Anteile geringer, allerdings gründet diese Analyse ohnehin auf eine mit größeren Unsicherheiten behaftete Datenbasis. 94

108 Analyse der Ergebnisse Bei einer veranschlagten Trassenbreite von 100 m beträgt der Flächenverbrauch unterhalb der Trasse 100 km² pro 1000 km. Weitere Verbrauche für die einzelnen Landnutzungen und Trassen sind in Tabelle im Anhang zu finden. 60 Algerien-Aachen Libyen-Mailand Ägypten-Wien Anteil an Gesamttrassenfläche [%] Im Sichtbereich Überbrückbares Gewässer Grasland Wald Feuchtgebiet Savanne Ackerfläche Reisanbau Halbwüste Wüste Agglomeration Meerwasser Abb. 59: Grad der Landnutzung und Sichtbarkeit einer Stromtrasse. Trassenbündelung Der Einfluss des Kriteriums Trassenabstand spiegelt sich nur bedingt in den Ergebnissen wieder. Generell ist das europäische Netz sehr viel dichter aufgebaut als das nordafrikanische Netz. Insgesamt verlaufen nur 12,9 % der Trasse 3 im selben Rasterquadrat wie das Referenzstromnetz, was damit auch schon das beste Ergebnis unter den Trassen darstellt. Eine höhere Genauigkeit ist aufgrund der Auflösung der Daten (30 ) nicht möglich. Der Datensatz für Europa beinhaltet zwar topografisch genaue Trassenverläufe, unterscheidet aber keine Spannungsebenen. Der Datensatz für Nordafrika weist alle Leitungen ab 90 kv aus, dafür aber nur in schematischer Weise. Zudem sind nur teilweise die Seekabelverbindungen des Mittelmeeres integriert. Aufgrund dieser Ungenauigkeiten beider Datensätze wurde eine weitere Erhöhung der Gewichtung zugunsten einer Trassenbündelung nicht vorgenommen. 95

109 Analyse der Ergebnisse Tab. 18: Statistische Parameter für den Trassenabstand zum Referenzstromnetz in km. Trasse Mittelwert Standardabweichung Maximum Minimum (Anteil an der Gesamtrasse) 1 33,9 68, (5,4 %) 2 50,5 62, (7,4 %) 3 11,3 13, (12,9 %) kum. Trassenanteil [%] Entferung zum Netz [km] Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Abb. 60: Trassenabstände zum Referenzstromnetz. Entfernungen zu Ballungszentren Für den Fall, dass zukünftig an anderer Stelle der Trasse beabsichtigt wird Leistung zu entnehmen, die Leitung also als Multi-Terminal betrieben werden soll, sind in Tabelle 19 beispielhaft die direkten Entfernungen zu größeren Städten entlang der Trassen aufgeführt. Die Abzweigung kann an der Stelle nur mit einer weiteren Stromrichter-Station erfolgen. Bei einer größeren Leistungsentnahme müsste die Trasse weiter ausgebaut werden, damit nachgeschaltete Bedarfszentren auch noch mit Energie versorgt werden können. Tab. 19: Entfernung der Trassen zu ausgewählten Städten in Kilometern. Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Stadt Entfernung Stadt Entfernung Stadt Entfernung Marrakesch 96 Tripolis 141 Assuan 233 Casablanca 152 Sfax 128 Kairo 83 Rabat 92 Tunis 79 Suez 12 Fes 39 Cagliari 40 Amman 82 Sevilla 70 Florenz 104 Damaskus 108 Madrid 57 Genua 62 Aleppo 72 Saragossa 96 Ankara 12 Toulouse 132 Istanbul 19 Bordeaux 78 Sofia 99 Paris 105 Budapest 55 96

110 Analyse der Ergebnisse Insgesamt hängt die Genauigkeit der einzelnen Trassenverläufe von den zugrunde liegenden Datensätzen, insbesondere deren Vollständigkeit ab. Speziell was die Schutzgebiete innerhalb der EU betrifft, sollten durch die Katalogisierung der Natura Gebiete in naher Zukunft bessere Datensätze zur Verfügung stehen. Hinsichtlich der Infrastrukturen steht bislang noch kein aktueller und topografisch genauer Datensatz samt Attributen zur Verfügung. Die Schwierigkeit erweist sich dabei hauptsächlich in der großräumigen Abbildung dieser Strukturen. Daneben wird auch noch der Datensatz für die Sichtbarkeitsanalyse als unsicher eingeschätzt. Da es sich aber ohnehin um ein subjektives Kriterium handelt, müssten die Auswirkungen auf das Landschaftsbild auf einem anderen Maßstab und mit einer anderen Methodik abgeklärt werden. Für dieses Kriterium kann hier also nur als eine grobe Abschätzung gemacht werden. Bei den übrigen Datensätzen wird unter Berücksichtigung der Fragestellung und der Größe des hier betrachteten Ausschnitts von einer hinreichenden Genauigkeit ausgegangen. Der Determinierung der Reibungsfaktoren wurde prinzipiell versucht eine wissenschaftliche Methodik zugrunde zulegen, anderenfalls erfolgte die Abschätzung nach bestem Wissen und Gewissen. Insgesamt scheinen die Ergebnisse besonders im Hinblick auf die Landnutzung plausible zu sein und genügen dem Anspruch einer Übersichtsdarstellung. Die Vielzahl der Möglichkeiten der Visualisierung innerhalb eines GIS kann dazu beitragen eine gute Vorstellung über den topografischen Verlauf der Trassen zu vermitteln. Auf Länderebene betrachtet kann dies auch für politische Entscheidungsträger interessant sein. Diese Analysen ersetzen dann aber in keinem Fall die Detailplanung. 97

111 10 Produktökobilanz - Life Cycle Assessment compilation and evaluation of the inputs and outputs and potential environmental impacts of a product system throughout its life cycle (ISO, 2005). Mit Hilfe des Life Cycle Assessment (LCA) ist es möglich die Umweltbelastungen eines Produkts über seinen gesamten Lebenszyklus zu erfassen. Im Sinne einer ganzheitlichen Betrachtungsweise wird dabei nicht nur der eigentliche Prozess der Produktherstellung untersucht, sondern auch jene Prozesse, die in Vorketten die Bereitstellung von Energie und Materialien gewährleisten. Und auch die Umweltbelastungen, die im Laufe der Benutzung des Produkts bis hin zu seiner letztendlichen Verwertung auftreten, bilden Bestandteile eines LCA. Es werden dazu Emissionen, Abfälle, Land- und Ressourcenverbräuche in quantitativer Form erfasst und anschließend bezüglich ihrer Umweltwirkungen bewertet. Ökobilanzen werden in der Regel als vergleichende Ökobilanzen erstellt, in denen Produkte, Verfahren oder Dienstleistungen mit demselben Zweck hinsichtlich ihrer Umweltwirkungen verglichen werden (Guinée, 2002). Dabei liefert eine Ökobilanz keine zusätzlichen Daten, sondern aggregiert Vorhandene so, dass sich daraus neue Erkenntnisse gewinnen lassen (Schmidt & Häuslein, 1996). Rohstoffge- winnung/- verarbeitung Vorproduktion Produktion Gebrauch Entsorgung Abb. 61: Produktkette von der Wiege bis zur Bahre. Die höheren Ziele einer Ökobilanzerstellung sind die energetische und stoffliche Ressourcenschonung und der Erhalt der ökologischen und menschlichen Gesundheit bzw. der menschlichen Erholung (Knoepfel, 1995). Im engeren Sinne ist mit Hilfe einer Ökobilanzierung eine Bestandsaufnahme der produktbedingten Umweltbeeinflussungen möglich, sowie die Aufdeckung von spezifischen Problemfeldern innerhalb einer Produktkette. Mit dieser Erkenntnis lassen sich dann insgesamt umweltfreundlichere Produkte entwickeln. Für ein Unternehmen ergeben sich zusätzliche ökonomische Nutzenpotenziale durch die 98

112 Produktökobilanz - Life Cycle Assessment Einsparung von Ressourcen, der Erhöhung der Ressourcenproduktivität und auch der Möglichkeit der direkten Verknüpfung mit der Kostenseite. Daneben erhöhen sich die Marktchancen eines Produkts, wenn mit den Ergebnissen der Ökobilanz geworben wird. Am Eindeutigsten ist dies mit speziellen Umweltzeichen möglich. Zudem ergänzen Produkt-Ökobilanzen sinnvoll das Umweltmanagementsystem eines Unternehmens (ISO, 2005). Eine Ökobilanz kann auch für die langfristige, strategische Planung der Regierung eingesetzt werden. Dort dient sie als umweltpolitische Entscheidungshilfe bei der Vergabe von Umweltzeichen, der Erhebung von Ökosteuern und der Entwicklung von Zielvorgaben, beispielsweise zur Minimierung des Schadstoffgehalts und der Emissionen (ISO, 2005) ISO Standardisierung Die Internationale Organisation für Standardisierung (ISO) ist eine private Organisation, die nationale Institutionen sowohl von Industrieländern als auch Entwicklungsländern einschließt und deren Ziel es ist, eine weite Spanne von Produkten und Aktivitäten zu standardisieren. Die von der ISO produzierte 14040er Serie Environmental management - Life cycle assessment enthält generelle Standards und technische Berichte für ein LCA. Diese international gültigen Normen liefern die Vorgaben zur Erstellung, Analyse und Bewertung einer Ökobilanz. Verfahren nach ISO (ISO, 2005) Definition des Ziels und Untersuchungsrahmens (ISO ) Zuerst erfolgt die Definition des eigentlichen Untersuchungsziels, wobei zugleich der Auftraggeber oder die mögliche Zielgruppe benannt werden. Weiter werden die zu bilanzierenden Produkte beschrieben und der Untersuchungshintergrund erläutert. Zur hinreichenden Eingrenzung des Untersuchungsrahmens entsprechend der Zieldefinition sind geeignete zeitliche und räumliche Systemgrenzen zu wählen. Inwiefern dabei ein Stoffstrom vernachlässigt wer- 29 ISO 14040: Environmental management Life cycle assessment. A standard on principles and framework. 1 st Edition (1997). 30 ISO 14041: A standard on goal and scope definition and inventory analysis. 1 st Edition (1998). 99

113 Produktökobilanz - Life Cycle Assessment den kann, hängt von dessen Anteil am Gesamtstoff- bzw. Energiestrom und seiner Umweltwirkungsrelevanz ab. Generell dürfen unterschiedliche Produktsysteme nur verglichen werden, wenn sie denselben Nutzen erfüllen. Zur Quantifizierung dieses Nutzens, der sich in stofflicher, energetischer oder in Form einer Dienstleistung darstellt, wird eine Bezugsgröße definiert, die so genannte funktionelle Einheit. Aber auch hinsichtlich des Bilanzraums und der Bilanztiefe müssen die Produkte vergleichbar sein, d. h., welche Teilprozesse mit welcher Genauigkeit erfasst werden. In Bezug auf die Zieldefinition können an dieser Stelle auch schon ausgewählte Wirkungskategorien aufgeführt werden. Sachbilanz (ISO 14041) Hierzu zählen die Registrierung aller relevanten Stoff- und Energieströme des Produktsystems und die Erstellung eines Dateninventars. Bei der Beantwortung der Frage nach den wesentlichen In- und Outputflüssen erweist sich die Aufgliederung in Teilprozesse als nützlich: Rohstoffherstellung/-verarbeitung Herstellung bedeutender Hilfs- und Betriebsstoffe Transporte Erzeugung bzw. Nutzung von Primärenergieträgern, Elektrizität und Wärme Gebrauch des Produkts Entsorgung von Prozessabfällen und Produkten. Danach erfolgt die Erfassung aller notwendigen Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe auf der Inputseite und der Emissionen in Luft, Boden und Wasser und Abfallströme auf der Outputseite. Durch die Verknüpfung der Einzelprozesse erhält man für das Gesamtsystem ein Inventar der die Systemgrenzen passierenden Stoffströme. 100

114 Produktökobilanz - Life Cycle Assessment Wirkungsabschätzung (ISO ) Um potenzielle Auswirkungen des Produkts auf die Umwelt abschätzen zu können, werden die Sachbilanzgrößen wirkungsorientiert zusammengefasst. Die Zuweisung der Stoffflüsse zu den vorher festgelegten Wirkungskategorien wird als Klassifizierung bezeichnet, wobei ein Stofffluss auch mehreren Kategorien zugeordnet werden kann. Im Rahmen einer Charakterisierung werden die Stoffflüsse entsprechend ihres Umweltwirkungsbeitrages in äquivalente Wirkungsindikatoren der jeweiligen Referenzsubstanz umgerechnet und anschließend zusammengefasst. Hier gehen Erfahrungen aus der ökologischen Wirkungsforschung, z. B. Wirkungsgrenzwerte und Gefahrenpotenziale, ein und die Prioritätensetzung der Gesellschaft über umweltpolitische Grenzwerte und Ziele (Schmidt & Häuslein, 1996). Die Klassifizierung und Charakterisierung bilden verbindliche Bestandteile im Rahmen der Wirkungsabschätzung. Als optionale Bestandteile gelten die Normierung (Verhältnis des Indikators zu einem Referenzwert), Ordnung (Rangbildung) und Gewichtung der Wirkungskategorien (UBA, 2000). Eine Methode zur Bewertung von Ökobilanzen hat das Bundesumweltamt entwickelt (UBA, 1995). Gleichzeitig schlägt es dazu die in Tabelle 20 aufgeführten Umweltwirkungen vor. Welche Umweltauswirkung ein besonderes Gewicht zuteil wird, kann nicht immer objektiv beurteilt werden, zumal sich die Wirkungskategorien auch hinsichtlich ihres Raumbezuges unterscheiden können. Tab. 20: Prüfbereiche des Umweltbundesamtes (Quelle: UBA, 1995/1999/2000). Wirkungskategorie Raumbezug Wirkungsindikator Beanspruchung fossiler lokal oberer Heizwert [MJ], [kg] Energieträger und Ressourcen Treibhauseffekt global CO 2 -Äquivalent [kg], Global Warming Potential (GWP), Zeithorizont 100 Jahre Ozonabbau global FCKW R11 Ozone Depletion Potential (ODP) Sommersmog lokal/regional C 2 H 4 -Äquivalent [kg], Photochemical Ozone Creation Potential (POCP) Versauerung lokal SO 2 -Äquivalent [kg], Acidification Potential (AP) Eutrophierung (terrestrisch/aquatisch) lokal PO 3 4 Äquivalent [kg], Nutrification Potential (NP) Direkte Gesundheitsschäden lokal/regional kritisch belastete Körpermasse [kg] (Humantoxizität, Kanzerogenität) Direkte Schädigung von Ökosystemen (Ökotoxität) lokal kritisch belastete Wassermasse [m³] Bodenmasse [kg] Naturraumbeanspruchung lokal Fläche [km²] 31 ISO 14042: A standard on life cycle impact assessment. 1 st Edition (2000) 101

115 Produktökobilanz - Life Cycle Assessment Auswertung (ISO ) Nun werden die Resultate aus der Sachbilanz und Wirkungsabschätzung mit Bezug auf die Zielstellung zusammengefasst und ausgewertet. Die ökologische Bewertung der zu vergleichenden Produkte ist am Einfachsten durchführbar anhand grafischer Darstellungen. Innerhalb der Ergebnisinterpretation wird auch die Güte der Ökobilanz geprüft. Das heißt, es werden Aussagen über die Vollständigkeit, Konsistenz, Sensitivität und Einschränkungen der Bilanz gemacht. Anhand der Ergebnisse können dann Schlussfolgerungen und Empfehlungen für die Politik, Produzenten und andere Beteiligte abgeleitet werden. Mögliche Einschränkungen einer Produktbilanz bilden häufig die hinsichtlich ihrer Datenqualität ungeeigneten generischen Prozessdatenbanken zur Modellierung der Vorprodukte. Dies betrifft das Alter der Daten, den geografischen Bezugsraum und die zugrunde gelegte Technologie (Guinée, 2002). Zusätzlich muss auch auf die Entstehung von Kuppelprodukten geachtet werden. Das heißt, wenn mehrere Produkte aus einem Prozess hervorgehen, sind entsprechende Allokationsvorschriften anzuwenden, die den Kuppelprodukten anteilig die Umweltauswirkungen des Prozesses zurechnen Stoffstromnetze Die Software UMBERTO des ifeu Institutes Heidelberg und des ifu Institutes Hamburg (*IFEU/IFU, 2005) benutzt die Methode der Stoffstromnetze, welche die Stoff- und Energieströme in einem System sowie deren Umwandlung in Produktions- und Reduktionsprozessen als ein Netz modelliert. Damit ist UMBERTO in der Lage den gesamten Lebensweg eines oder mehrerer Produkte nachzubilden, um letztendlich den sachzielbezogenen, mengenmäßigen Aufwand für die Erzeugung, Nutzung und Entsorgung einer Produkteinheit zu bestimmen. Die Software basiert auf einer Datenbank, die die meist großen Datenmengen verwaltet. Die Methode der Stoffstromnetze eignet sich sowohl für standortbezogene betriebliche Ökobilanzen als auch für produktbezogene Ökobilanzen (Schmidt & Keil, 2002). 32 ISO 14043: A standard on life cycle interpretation 1 st Edition (2000) 102

116 Produktökobilanz - Life Cycle Assessment Die Grundlage bildet ein Petri-Netz mit den drei wesentlichen Netzelementen: Stelle (= Lager) Transition (= Stoff- bzw. Energieumwandlungsprozess) Kante (= Verknüpfung von Knoten). S1 S2 Input T1 Transition S3 Output Abb. 62: Petri-Netz mit den wesentlichen Netzelementen. Die Materialien bzw. die Energien (sog. Marken) werden von den Stellen geliefert und entlang der Kanten zu der Transition geführt, wo sie dann eine Umwandlung durchlaufen. Auf der Output-Seite wird das Produkt wieder von einer Stelle aufgenommen und gelagert. Sonderformen von Stellen können In- und Output- Stellen sein, welche die Bilanzgrenzen definieren und Verbindungsstellen, die keine Lagerung von Materialien zulassen. Um zu klären, welche Materialien im Stoffstromnetz überhaupt einen Nutzen bilden, werden Öko-Kontenrahmen eingesetzt, die die Rohstoffe und Energie auf der Input-Seite ausweisen und die Produkte und Abfälle auf der Output-Seite. Ein Material stellt im Produktsystem einen Ertrag dar (Referenzfluss), wenn zwei Bedingungen erfüllt werden (IFEU/IFU, 2005): a) Es muss sich um einen Fluss handeln, der entweder zu einem Output führt oder von einem Input kommt, also über die Systemgrenzen hinweg verläuft. b) Der Fluss muss den Materialtyp Gut besitzen, wenn er zu einem Output führt und den Materialtyp Übel, wenn er von einem Input kommt. 103

117 Produktökobilanz - Life Cycle Assessment Tab. 21: Erweiterter Öko-Kontenrahmen mit Erträgen/Referenzflüssen (grün) und Aufwendungen (rot) (Quelle: IFEU/IFEU, 2005). Typ Input Output Gut Ressourcenverbrauch Produkterzeugung Übel Abfallentsorgung Abfallproduktion Die Zuweisung einer zusätzlichen Information über den Materialtyp erweist sich als besonders nützlich, wenn Kuppelproduktionen im vernetzten System auftreten und nicht trivial ist, ob ein Material ein Produkt oder ein Edukt für einen nachfolgenden Prozess darstellt. Drei Fälle können insgesamt unterschieden werden (IFEU/IFU, 2005): Gut erwünscht (Produkte, Rohstoffe) Übel unerwünscht (Emissionen, Abfälle) Neutra nicht relevant (O 2, H 2 O) Rohstoffe sind in der Hinsicht erwünscht, in der sie für die Produktherstellung grundlegend benötigt werden und möglichst in ausreichender Menge vorhanden sein sollen. Abfälle dagegen sind unerwünscht und deren Entsorgung ist mitunter kostspielig. Jedoch können Abfälle, im Falle eines Recyclings, reduziert und dem Prozess auf der Input-Seite wieder hinzugefügt werden. Durch den modularer Aufbau des Stoffstromnetzes ist die Darstellung der Energieund Stoffströme und deren Umwandlung im System bis auf die Ebene einzelner Herstellungsprozesse möglich. Zur Berechnung der einzelnen Teilprozesse sind jedoch Informationen über die jeweiligen In- und Outputflüsse nötig. Dennoch müssen im Gesamtnetz nicht alle Flüsse explizit bekannt sein, da fehlende Größen im Zuge einer sequentiellen Berechnung ausgehend von den bekannten Größen abgeleitet werden können. Dabei hängt die Rechenrichtung nicht von der eigentlichen Stoffstromrichtung ab. Gestartet wird die Berechnung des Netzes über die manuelle Eintragung eines Materialflusses an einer Stelle im Netz. Die Rechenvorschriften zur Ermittlung der unbekannten Materialströme werden in den Transitionen spezifiziert. Die Berechnung erfolgt immer lokal, d. h. auf die jeweilige Transition bezogen. Liegen in einem ersten Berechnungsschritt nicht alle In- und Outputgrößen vor, so wird die Berechnung der Transition abgebrochen. In einer zweiten Iteration können sich die 104

118 Produktökobilanz - Life Cycle Assessment Verhältnisse aber schon so geändert haben, so dass die zweite Berechnung zu einem Ergebnis führt (Schmidt & Häuslein, 1996). Für die Modellierung der Einzelprozesse wird häufig Linearität angenommen, was die Skalierbarkeit der Produktionsmengen auf die funktionelle Einheit des zu betrachtenden Produkts vereinfacht, sowie die Berücksichtigung von zyklischen Stoffströmen im Produktionssystem. Anders als bei gängigen Software-Anwendungen im LCA-Bereich gibt es in Umberto aber auch andere Möglichkeiten zur Beschreibung von Produktionsprozessen (Schmidt & Keil, 2002): Produktionskoeffizienten (linearer Ansatz) Produktionsfunktionen (nichtlinearer Ansatz) Hierarchisches Netz (Aufbau eines Subnetzes) Empirisch ermittelte Datenbestände über Flüsse ( Library ) Externes Modell (andere Software) Definition mit Skript-Sprachen (Java, VBA, Python). Die tabellarische Zusammenstellung aller berechneten Stoff- und Energiemengen erfolgt über den Inventory Inspector in Form einer Input- Output-Gegenüberstellung. Die Sachbilanzdaten können im so genannten Balance Sheet nach den beteiligten Prozessen oder Materialien für das Gesamtnetz oder einzelne Subnetze bzw. Transitionen aufgeschlüsselt werden und bilden zusammen die Produktbilanz. Weiterhin besteht innerhalb von Umberto die Möglichkeit einer grafischen Darstellung mittels eines Sankey- oder Kreisdiagramms. Die ökologische Bewertung der Sachbilanzergebnisse erfolgt in Umberto durch die Anwendung von Bewertungs- und Kennzahlensystemen auf die Sachbilanzdaten. Dazu können Bewertungsverfahren importiert oder mit dem Valuation System Editor neu definiert werden (Schmidt & Häuslein, 1996). Sämtliche Ergebnisse können für eine etwaige Weiterverarbeitung bzw. eine speziellere grafische Darstellung exportiert und in gängige Kalkulationsprogramme importiert werden. 105

119 11 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers 11.1 Ziel und Untersuchungsrahmen Ziel ist die Bilanzierung der Umweltauswirkungen eines Solarstromtransfers von Nordafrika nach Europa. Für alle drei aus der GIS-Analyse hervorgegangenen Trassen werden das Strom liefernde Kraftwerk und die Stromleitung bilanziert und untereinander hinsichtlich ökologischer Schwachstellen verglichen. Weiter sollen im Einzelnen die Umweltwirkungen in den Lebenswegphasen von Kraftwerk und Stromleitung und die Umweltwirkungen einzelner Anlagenbauteile untersucht werden. Bei der Aufstellung der Ökobilanz wird sich an den ISO-Normen 14040ff. orientiert. Die Modellierung der Stoff- und Energieflüsse erfolgt innerhalb von Umberto mit Hilfe von Stoffstromnetzen. Für die Erstellung der Wirkungsbilanz wird das Verfahren des Umweltbundesamtes verwendet. Anschließend werden die Ergebnisse auf 1 kwh el normiert und u. a. mit einem Referenzstrom-Mix verglichen. Damit soll die Frage beantwortet werden, ob sich die Auswirkungen auf die Umwelt, die mit der Bereitstellung von Elektrizität aus fossilen Primärenergieträgern verbunden sind, durch einen Stromimport aus erneuerbaren Energieressourcen reduzieren lassen. Weiterhin interessiert auch, inwiefern sich ein veränderter Strom-Mix bei der Herstellung der Anlagen auf die Bilanz auswirkt. Dazu werden zwei Bilanzfälle mit unterschiedlichen Bezugszeiträumen gegenübergestellt Festlegung der Systemgrenzen Die Systemlaufzeit wird entsprechend dem Kraftwerk einheitlich auf 30 Jahre festgesetzt. Damit geht die HGÜ mit einer Laufzeit von 50 Jahren nur zu 60 % in die Bilanz ein. Die funktionelle Einheit beträgt 1 kwh el frei Netzeinspeisung. Innerhalb der Bilanzierung des Kraftwerks werden die Exploration, Förderung, Aufbereitung und der Transport der Brennstoffe, insbesondere für den Strom-Mix, sowie auch der dafür benötigten Infrastrukturen erfasst. Weiterhin wird die Herstellung einzelner Anlagenteile betrachtet. Dazu zählen das Solarfeld, der Dampferzeuger, die Maschinen- und Elektrotechnik, die Bautechnik, der Speicher und die Dampfturbine. Für die Materialien Stahl, Aluminium und Kupfer werden bestimmte Recycling-Anteile vorgegeben. 106

120 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Die Modellierung des Anlagenbetriebs schließt die Wartung mit ein, d. h. die Reinigung und den Austausch von Stoffen. Die Entsorgung der Anlage besteht aus dem Abriss (bis auf den Gebäudeteil) und der Deponierung. Die Bilanzierung der HGÜ umfasst die Rohstoffgewinnung, die Herstellung und den Transport der Materialien bzw. Bauteile zum Bestimmungsort. Zudem werden die während der Betriebszeit der Anlage auftretenden Emissionen miteinbezogen. Über Reparaturen und Reinigungsmaßnahmen und die letztendliche Entsorgung liegen keine verlässlichen Daten vor Gegenstand der Modellierung Für die Stromerzeugung wird ein Parabolrinnenkraftwerk des Typs SEGS mit thermischem Speicher und Trockenkühlturm eingesetzt. Als Stromleitung wird ein ±800 kv DC-System in doppel-bipolarer Ausführung verwendet. Der Kraftwerksstandort und der Leitungsverlauf entsprechen der jeweiligen Trasse aus der GIS- Analyse. Beide Anlagen werden für eine Leistung von 10 GW ausgelegt. Als zeitlicher Bezug für den Anlagenbau wird das Jahr festgelegt. Dementsprechend werden der Strom-Mix, die Herstellung von Stahl, Aluminium, Kupfer, Steinwolle, Keramik und Flachglas auf dieses Jahr fortgeschrieben Datenbasis und Prozesse Für die Bilanzierung des SEGS-Kraftwerks wurde das Modell eines 80 MW SEGS- Kraftwerks mit dem Bezugsjahr 2010 aus dem SOKRATES-Projekt (Viebahn, 2004) entsprechend dem hier betrachteten Fall angepasst. Die Qualität der ursprünglichen Daten aus dem Jahre 1996 wird als gut eingeschätzt, da es sich um Angaben des Herstellers handelt. Zudem wurden sie aktualisiert und ergänzt. Bei den Eingangsdaten zur Modellierung von Freileitungen und Kabeln handelt es sich um Primärdaten des Herstellers ABB (Normark, 2005) und um eigene Kalkulationen und Literaturangaben (Knoepfel, 1995; ESA, 2004). Des Weiteren wird die Prozessdatenbank von Umberto (*IFEU/IFU, 2005) und teilweise auch die Schweizer Datenbank ecoinvent 2000 (*ecoinvent Zentrum, 2003) benutzt. 33 Als Bezugszeitraum für den Bau der Anlage wurde das Jahr 2030 gewählt, da es als sehr unwahrscheinlich angesehen wird, dass das hier beschriebene Vorhaben noch vor diesem Zeitraum realisiert werden könnte. Die damit prognostische Bilanz nimmt die aktuell beste Technologie an und schreibt sie mit Szenarien, welche sich besonders für die langfristige Prognose eignen, fort. 107

121 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Verwendete Module Strom-Mix 2010/2030 In diesem Modul werden alle Kraftwerksprozesse zur Stromerzeugung, die Brennstoffvorketten und die Energieverteilung samt Verlusten erfasst. Die Zusammensetzung des Mix 2010 beschreibt die Business-as-usual- Entwicklung für Deutschland und wurde aus dem Referenzszenario der Enquete-Kommission Nachhaltige Energieversorgung (Enquete, 2002) abgeleitet. Der Mix 2030 wurde in Anlehnung an das Nachhaltigkeitsszenario des Umweltbundesamtes (UBA, 2002) berechnet und nimmt einen forcierten Ausbau erneuerbarer Energien, eine zunehmende rationelle Energieanwendung und die Integration von Brennstoffzellen an (DLR et al., 2003). Primarträgeranteile an der Netto- Stromproduktion in Deutschland 2010 Primärträgeranteile an der Netto- Stromproduktion in Deutschland ,7 26,2 6,5 4,1 26,4 13,1 Steinkohle Braunkohle Kernkraft Erdgas/Öl Wasser übrige REG 34,1 10,0 12,4 5,4 38,2 Steinkohle Braunkohle Erdgas/Öl Wasser übrige REG Abb. 63: Strom-Mix 2010 und 2030 (Quelle: DLR et al., 2003). Stahl 2010/2030 Die Herstellung der unterschiedlichen Stahlsorten wurde aus dem Umberto Modul weiterentwickelt, indem der neu definierte Strom-Mix 2010 bzw zugrunde gelegt wurde. Die Recyclingquote in 2010 beträgt 46 %, unabhängig von der Stahlsorte (Viebahn, 2004). Für 2030 wird von einer Quote von 75 % ausgegangen (BMU, 2004b). Aluminium 2010/2030 Die Referenzbilanz stellt eine Ökobilanz der Primär- und Sekundäraluminium- Produktion der europäischen Aluminiumindustrie dar (Boustead, 2000). Auch hier werden für Herstellung die jeweiligen Strom-Mixe verwendet und der Recyclinganteil in 2010 auf 85 % und in 2030 auf 90 % gesetzt (Viebahn, 2004; BMU, 2004b). 108

122 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Kupfer 2010/2030 Der Recyclinganteil in 2010 liegt aufgrund des weltweit steigenden Bedarfs bei 80 %. Für 2030 wird derselbe Anteil eingesetzt. Die Referenzbilanz für Primärkupfer stammt aus einem Modul der Ökobilanzierungssoftware GaBi (PE & IKP, 1998) und für Sekundärkupfer aus der Umberto Prozessdatenbank (Viebahn, 2004). Steinwolle, Feinkeramik, Flachglas 2010/2030 Für die Herstellung dieser Materialien werden die Strom-Mixe in 2010 und 2030, angewendet auf die Referenzbilanz aus der Umberto Prozessdatenbank, zugrunde gelegt. Die Materialien werden hier ausschließlich für die Errichtung des solarthermischen Kraftwerks benötigt Dienstleistungen Die Baumaterialien werden in Deutschland, Schweden und Nordafrika hergestellt und teils über Wasser und teils über Land zum Bestimmungsort transportiert. Für den LKW-Transport in Deutschland und Nordafrika und den Schiffstransport werden die in den Tabellen 33 ff. aufgeführten Angaben in das Modell eingesetzt. Innerhalb der Kraftwerksmodellierung werden Montage- und Demontagearbeiten und die Säuberung der Spiegel über das Umberto Modul Baumaschine einbezogen (Viebahn, 2004) Einschränkungen und geografische Konsistenz Vereinfachend werden für die Produktion sämtlicher Anlagenteile deutsche Verhältnisse angenommen, da hierfür auch die entsprechenden Datenbanken und Prozessmodule vorliegen. Das Referenzkraftwerk wurde für einen Standort im nordöstlichen Teil von Marokko ausgelegt und weist daher auch Baumaterialien aus, die dort hergestellt werden. Dies betrifft Stahl und Beton für Gebäude und die Tragestruktur des Solarfeldes und zu 50 % Stahl, Keramik und PVC für Teile der Maschinentechnik und den Dampferzeuger (Viebahn, 2004). Auch für die HGÜ wird von einer Vor-Ort-Produktion des Betons ausgegangen. Dieser Umstand wird jedoch nur beim Transport der Materialien berücksichtigt. Die übrigen Bauteile stammen aus der Produktion in Deutschland bzw. Schweden. 109

123 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Auswahl der Wirkungskategorien Zur Evaluierung der Ergebnisse aus der Sachbilanz werden ausgewählte Wirkungskategorien des Umweltbundesamtes verwendet (Viebahn, 2004). Auf der Sachbilanzebene werden auf der Inputseite der kumulierte Energieaufwand, allerdings nur für die endlichen Primärenergieträger, und die stofflichen Aufwendungen an Eisen, Bauxit und Kupfer betrachtet. Extra ausgewiesen werden auf der Outputseite die Emissionen an PM10 und CO 2. Letzteres geht auch in die globale Wirkungskategorie Treibhauseffekt ein. Tab. 22: Verwendete Wirkungskategorien und Aufwendungen (Quelle: Viebahn, 2004; BMU, 2004b). Aufwendungen Bilanzflüsse Einheit Kumulierter Energieaufwand erschöpflich [MJ] Stofflicher Ressourcenaufwand Eisen Bauxit Kupfer Emissionen CO 2 Partikel < 10 µm [kg] [mg] Wirkungskategorien Bilanzflüsse Wirkungsindikator kg/kg Referenz Treibhauseffekt CO 2 CH 4 N 2 O CO 2 -Äquivalent [g] Photochemische Oxidantienbildung (Sommersmog) NO x NMVOC CH 4 Versauerung SO 2 NO 2 NH 3 terrestrische Eutrophierung NO 2 NH 3 [g] Ethen-Äquivalent [mg] 0,83 0,416 0,007 SO 2 -Äquivalent [mg] 1 0,7 1,88 PO 3 4 Äquivalent [mg] 0,13 0, Sachbilanz Im Folgenden werden die nötigen Prozessdaten zusammengestellt und die Stoffstromnetze für die Modellierung des Kraftwerks und der HGÜ aufgebaut. Dabei wird versucht möglichst alle relevanten Stoff- und Energieströme im Energietransfersystem zu erfassen. Das vollständige Dateninventar und die Parameterspezifikationen befinden sich in den Tabellen 33 ff. im Anhang. Speziell bei den Metallaufwendungen werden nur die elementaren Anteile, also die Referenzflüsse, dargestellt. Die rezyklierten Materialien finden keine Berücksichtigung. In diesem Zusammenhang sei noch erwähnt, dass auch bei Blei von einem rezyklierten Anteil von 50 % ausgegangen wird. 110

124 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Modellierung des solarthermischen Kraftwerks Zur Modellierung des solarthermischen Kraftwerks wird ein vorliegendes Stoffstromnetz aus dem SOKRATES-Projekt verwendet. Darin wird ein Parabolrinnenkraftwerk des Typs SEGS mit einer rein solaren Leistung von 80 MW, d. h. ohne fossile Zufeuerung und mit einer Speicherdauer von 1 Stunde, abgebildet. Es ist für einen Standort im Nordosten von Marokko mit einer DNI von 2337 kwh/m²/a ausgelegt und läuft 1816 Stunden pro Jahr. Die Laufzeit beträgt 30 Jahre und der Bezugszeitraum ist 2010 (Viebahn, 2004). Für die aktuell zu bilanzierenden Kraftwerke mit einer Leistung von 10 GW müssen verschiedene Kraftwerksparameter an die jeweiligen Standorte angepasst werden. In der ESA-Studie (2004) wurden diverse Kraftwerksauslegungen für unterschiedliche Zeiträume, Leistungen und Standorte in Nordafrika simuliert. Da die hier betrachteten Kraftwerksstandorte alle in Zonen mit einer DNI von >2800 kwh/m²/a liegen und von einem Kraftwerksbau nicht vor 2030 ausgegangen wird, wird der Fall STP GW base load in 2020/ verwendet. Hiervon ausgehend werden die Solarfeldgröße und die Leistung des thermischen Speichers herunterskaliert. Die aktuelle Speicherdauer beträgt 23 Stunden, so dass das Kraftwerk Grundlast liefern kann. Weitere Annahmen befinden sich in Tabelle 33 ff. im Anhang. Tab. 23: Technische Annahmen für eine 10 GW Grundlastproduktion eines solarthermischen Kraftwerks in 2030 (Quelle: abgeleitet aus ESA, 2004). Einheit ESA (2004) Zone A3 Standort Algerien Standort Libyen Standort Ägypten DNI am Standort kwh/m²/a x = Kapazität GW el Solarfeldgröße Mio m² 3.107,8 227,0 227,0 227,0 Thermischer GWh th ,5 590,5 590,5 Speicher Stromerzeugung TWh/a 1.102,5 77,1 76,2 77,9 Volllaststunden h/a Die Simulation eines 10 GW Kraftwerks wurde für einen Standort in Zone A1 durchgeführt. Die Direktnormalstrahlung liegt in dieser Zone aber nur zwischen kwh/m²/a. 111

125 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Die Bilanzierung umfasst die folgenden Bereiche: Bau der Anlagenteile: Wartung: Dienstleistungen: Solarfeld, Dampferzeuger, Maschinentechnik, Elektround Leittechnik, Bautechnik, Thermischer Speicher, Dampfturbine; Ersatz von Spiegeln, Wasser- und Wärmeträgerölverlust; Schiff- und LKW-Transport, Spiegelreinigung, Montageund Demontagearbeiten, Entsorgung. Für den Transport der Baumaterialien werden einfache Entfernungsangaben gemacht. Zuerst wird ein LKW-Transport in Deutschland bis zum Hamburger Hafen mit 400 km angesetzt. Danach folgt der Schiffstransport bis zu den jeweiligen Häfen in Nordafrika (s. Abbildung 69). Von dort aus werden die Materialien wieder mit dem LKW an die geplanten Kraftwerksstandorte gebracht. Eine nähere Beschreibung der einzelnen Dienstleistungen, die das Referenzkraftwerk betreffen, ist in Viebahn (2004) zu lesen. In Abbildung 64 wird das gesamte Stoffstromnetz gezeigt. Da das Kraftwerk auf einen hundertprozentigen Solarstrombetrieb eingestellt ist, bleibt der Netzabschnitt für den fossilen Betrieb inaktiv. Abb. 64: Stoffstromnetz des Parabolrinnenkraftwerks. 112

126 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Abb. 65: Subnetz für die Solarfeldherstellung Modellierung der HGÜ Für den Ferntransport von 10 GW elektrischer Leistung wird ein ±800 kv Doppel- Bipol-System auf zwei getrennten Trassen benutzt. Als Leiterseil kommt ein Aluminium-Stahl-Verbundseil (Al/St 805 mm²/102 mm²) zum Einsatz. Im Viererbündel können damit 2500 MW pro Pol übertragen werden. Bei den Masten handelt es sich um Stahlgittermasten mit Betonfundament und Langstabisolatoren aus Porzellan. Für die Durchquerung des Meeres wird ein imprägniertes ±800kV-Massekabel mit zentralem Kupferleiter (2100 mm²) verwendet, wovon insgesamt 8 Stück benötigt werden um 10 GW zu übertragen. Die Stromrichterstationen und Transformatoren sind aus einer Vielzahl von Materialien aufgebaut, für die keine Daten vorgelegen haben. Aufgrund der großen Länge der HGÜ fallen sie aber bilanztechnisch nicht ins Gewicht. Die Lebensdauer der HGÜ übersteigt die des Kraftwerks, daher gehen deren Materialund Energieaufwendungen nur zu 60 % in die Gesamtbilanz mit ein. 113

127 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Tab. 24: Parameter für den Ferntransport von 10 GW elektrischer Leistung. HGÜ ± 800kV Freileitung (2 Trassen) ± 800kV Seekabel (8 Stück) Quellen Technische Daten Länge 3099 km 18 km berechnet Leiter 4 8 Normark (2005) Leitungsverluste 3,7 %/1000 km 1,7 %/1000 km berechnet Stationsverluste 1,4 % 1,4 % ESA (2004) (2x) Lebensdauer 50 a 50 a Pehnt (2002) O 3 -Emissionen 4,0 * 10-9 kg/mj el * km Knoepfel (1995) N 2 O-Emissionen 0,4 * 10-9 kg/mj el * km Knoepfel (1995) Materialien* Aluminium 2 x 17,4 t/km Normark (2005) Stahl, hoch legiert 2 x 6,4 t/km 8 x 24 t/km Stahl, niedrig legiert 2 x 75 t/km Beton 2x 200 t/km Porzellan 2 x 2 t/km Kupfer 8 x 19 t/km Blei 8 x 17 t/km Polypropylen 8 x 2,3 t/km Papier 8 x 6 t/km Imprägnierung 8 x 1 t/km *Leiterseile, Kabel, Masten, ohne Stromrichter-Stationen Insgesamt werden die in Tabelle 25 angegebenen Energiemengen abzüglich der Verluste im Laufe von 30 Jahren transportiert. Tab. 25: Transportierte Energiemengen im Laufe der 30 Jahre Betriebszeit. HGÜ 1 HGÜ 2 HGÜ 3 TWh kj 7,27* ,25* ,92*10 15 Abbildung 66 zeigt das Netz für die Bilanzierung der HGÜ auf der obersten Ebene. Innerhalb der Transition 1 werden die bei der Umwandlung von Wechselstrom in Gleichstrom auftretenden Verluste und die Verluste und Emissionen entlang der Leitung während der Betriebsphase modelliert. In den Transitionen T2 und T3 werden die Herstellungs- und Transportprozesse der Freileitung bzw. Seekabel in einem Subnetz beschrieben (s. Abbildung 67 und 68). In den Subnetzen sind die Vorketten für die Baumaterialien aus unterschiedlichen Datenbanken importiert worden. Für die Materialien Stahl, Kupfer und Aluminium sind dies die schon unter Abschnitt erwähnten Module, die Übrigen werden aus der Umberto Datenbank geholt. 114

128 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Abb. 66: Stoffstromnetz der Hochspannungsgleichstromübertragung. Abb. 67: Subnetz für die Kabelherstellung. 115

129 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Abb. 68: Subnetz für die Freileitungsherstellung. Der großen Länge der HGÜ muss man durch eine angepasste Bilanzierung des Transports gerecht werden. Es wird daher für den Transport der Materialien eine Fallunterscheidung durchgeführt und die Trasse dazu in zwei Abschnitte zerlegt (s. Abbildung 69). Abschnitt A beginnt am Kraftwerk und endet an einem definierten Punkt in ungefährer Trassenmitte. Die Freileitungsbestandteile für diesen Abschnitt werden mit dem Schiff vom Hamburger Hafen aus zu einem nordafrikanischen Hafen transportiert. Von dort aus werden sie dann mit Lastkraftwagen an die jeweiligen Planungsstandorte gebracht. Dafür wird die mittlere Entfernung für alle Lastkraftwagentransporte angesetzt. Da als Produktionsstandort sämtlicher Bestanteile, bis auf Beton, Deutschland festgelegt wird, werden für den LKW-Transport bis zum Hamburger Hafen noch einmal 400 km zusätzlich berechnet. Für den Beton entfällt der Schiffstransport, da von einer Produktion in Nordafrika ausgegangen wird. Die Seekabelabschnitte werden mit dem Schiff direkt vom Kabelwerk in Karlskrona (Schweden) aus beliefert. 116 Abschnitt B beginnt am Ende von Abschnitt A und endet am jeweiligen Abnehmerzentrum. Der als Freileitung ausgeführte Abschnitt wird von

130 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Deutschland aus mit den Baumaterialien per LKW beliefert. Für die Überbrückung der Strecke bis zum Trassenbeginn werden 400 km für Trasse 1 bzw. 600 km für Trasse 2 und 3 veranschlagt. Von dort aus wird wieder die mittlere Entfernung zur Belieferung des gesamten Abschnitts angesetzt. Etwaige Seekabeltransporte an die jeweiligen Standorte im Mittelmeer erfolgen wieder mit dem Schiff. Abb. 69: Unterteilung der Trassen in zwei Abschnitte für die Transportmodellierung Wirkungsabschätzung und Auswertung Im Folgenden werden die Umweltwirkungen und stofflichen und energetischen Ressourcenaufwendungen von Kraftwerk und HGÜ mit dem Bezugsjahr 2030 in Form von Umweltwirkungsprofilen dargestellt. Die gesamte Anlage zur Bereitstellung von Solarstrom wird von nun an vereinfachend als Trasse bezeichnet. Wie sich die Umweltwirkungen auf die einzelnen Lebenswegphasen und Funktionskomponenten aufteilen, wird beispielhaft für Trasse 1 beschrieben. Die Profile der anderen Trassen sind im Anhang zu finden. 117

131 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Die prozentualen Anteile von Kraftwerk und HGÜ an den Umweltwirkungen der Gesamtanlage sind in Abbildung 70 dargestellt. Darin wird ersichtlich, dass die Umweltwirkungen hauptsächlich vom solarthermischen Kraftwerk ausgehen. Nur der Bedarf an Aluminium ist bei der HGÜ signifikant höher und, eine entsprechend lange Seekabelverbindung vorausgesetzt (ca. 300 km), auch der Kupferbedarf (s. Abbildung 91 im Anhang). Trasse 1 Solart hermisches Kraf t werk HGÜ KEA, erschöpf lich Treibhauspot enzial Versauerungspot enzial t err. Eut rophierungspot enzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupf er 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Abb. 70: Prozentuale Anteile des Kraftwerks und der HGÜ an den Umweltwirkungen (Trasse 1, Bezugsjahr 2030) Solarthermisches Kraftwerk Die negativen Umweltwirkungen und Ressourcenverbräuche werden hauptsächlich durch den Herstellungsprozess des Solarfeldes verursacht, das mit einer Größe von 15 km x 15 km einen beachtlichen Materialaufwand erfordert. Dabei gehen 91 % des Eisenverbrauchs in die Stahlträgerherstellung für das Solarfeld und 97 % des Kupferverbrauchs in die Herstellung von Pumpen und Steuerleitungen. Die 93 % des Bauxits sind für die Legierung von Edelstahl bestimmt, welcher zum größten Teil in das Absorberrohr eingeht. Der Materialaufwand für die übrigen Anlagenteile ist im Vergleich zum Solarfeld eher gering. Auch der Kumulierte Energieaufwand entfällt zu 47 % hauptsächlich auf den Solarfeldbau, davon 41 % für Stahl, 30 % für das Wärmeträgeröl Phenol und knapp 15 % für Flachglas (s. Abbildung 71). An den Emissionen beteiligen sich in bedeutsamem Maße neben der Herstellung des Solarfeldes auch der Bau des thermischen Speichers, der Materialtransport 118

132 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers und der Kraftwerksbetrieb. So liegen das Treibhauspotenzial des Solarfelds bei 46 % und das des groß ausgelegten Speichers bei 27 %. Beim terrestrischen Eutrophierungspotenzial und Sommersmog dominiert hingegen der Materialtransport mit 48 % bzw. 37 %, genauer gesagt der Transport mit Lastkraftwagen bedingt durch die große Transportleistung. Das Versauerungspotenzial entfällt zu 43 % auf das Solarfeld. Der Anteil des Schiff-Transports von 10 % wird hier verursacht durch den Einsatz von Schweröl als Treibstoff. Partikel der Größe < 10 µm werden besonders bei der Stahlherstellung freigesetzt, dementsprechend hoch ist der Anteil am Solarfeld (69 %). Während des Kraftwerkbetriebs treten die Umweltwirkungen hauptsächlich in Form von Sommersmog auf. Ebenso muss ein gewisser Bedarf an Energie gedeckt werden, welcher sich zum Großteil aus dem Ersatz des Thermoöls ergibt, welches jährlich zu 4 % verloren geht (Viebahn, 2004). Daneben schlagen die gesamte Anlagentechnik, die Bautechnik und die Dampfturbine im betrachteten Spektrum der Umweltauswirkungen und Materialaufwendungen kaum zu Buche. Solarfeld Anlagentechnik Bautechnik Therm. Speicher Dampfturbine LKW-Transport Schiff-Transport Betrieb Abriss KEA, erschöpflich Treibhauspotenzial Versauerungspotenzial terr. Eutrophierungspotenzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupfer 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Abb. 71: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch der Kraftwerkskomponenten bzw. in den Lebenswegphasen des Kraftwerks (Trasse 1, Bezugsjahr 2030). 119

133 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Stahl Kupfer Strom Phenol Feinkeramik Beton Steinwolle Flachglas PVC Transport Bauprozess KEA, erschöpflich Treibhauspotenzial Versauerungspotenzial terr. Eutrophierungspotenzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupfer 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Abb. 72: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch der Solarfeldkomponenten bzw. in den Lebenswegphasen des Solarfeldes (Trasse 1, Bezugsjahr 2030) HGÜ Entsprechend dem geringen Seekabelanteil von 0,6 % an der Gesamttrasse überwiegen die Umweltauswirkungen der Freileitung. Beim Treibhauspotenzial werden 67 % allein durch den Betrieb der Freileitungsanlage verursacht. Die Bedeutung der Ionisierung der Luftmoleküle entlang der Hochspannungsfreileitung für das Klima wird normalerweise als gering eingeschätzt. Aufgrund der großen Länge der Freileitung zeichnet sich hier aber ein deutlich größerer Einfluss ab. Dies liegt vor allem an der Entstehung des um das 310fache klimawirksameren Lachgases (N 2 O). Vom Versauerungspotenzial machen 75 % die Freileitungsherstellung aus und nur 6 % die Seekabelherstellung, insgesamt 19 % verbucht der Transport für sich. Das terrestrische Eutrophierungspotenzial wird zwar immer noch mit 55 % von der Freileitung dominiert, aber der Anteil des Transports ist mit 43 % fast genauso bedeutsam geworden, insbesondere der LKW-Transport mit 36 %. Beim Sommersmog überwiegt der Einfluss der Freileitung, davon sind 34 % der Stahlproduktion und 32 % der Aluminiumproduktion zuzurechnen. Die direkte Entstehung von bodennahem Ozon aufgrund von Ionisierungsvorgängen konnte mit dem zugrunde liegenden Bewertungsverfahren noch nicht abgebildet werden. 120

134 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Gekoppelt an die Stahlproduktion zeigt sich bei der Partikelentstehung wieder die Dominanz der Freileitung. Nur gut 16 % gehen zu Lasten der Herstellung von Aluminium und Beton. Die Eisen- und Bauxitressourcen werden fast ausschließlich für die Herstellung der Leiterseile und Freileitungsmasten verbraucht, hingegen überwiegt beim Kupferverbrauch die Seekabelverbindung trotz ihrer Kürze. Der Kumulierte Energieaufwand liegt zu 84 % bei der Freileitungsherstellung, wovon 59 % in die Stahl- und 21 % in die Aluminiumproduktion gehen. Innerhalb der Seekabelherstellung sind die betrachteten Umweltwirkungen neben der Stahlproduktion auch der Kupfer- und Bleiherstellung zuzurechnen. Besonders groß ist der Bleianteil am Eutrophierungspotenzial (43 %), gefolgt von Stahl (20 %) und dem Schiff-Transport (19 %). Die anderen Bestandteile des Seekabels wie das Papier, die Imprägnierung und die Kunststoffumhüllung haben geringere Anteile an den Umweltwirkungen. Beim KEA kommen sie zusammen auf gerade mal 12 %, beim Sommersmog aufgrund des höheren Anteils der Imprägnierung auf 23 %. Dieses Bild verändert sich bei den anderen beiden Trassen nur noch wegen des weiteren Transportweges (s. Abbildung im Anhang). Freileitung-Herstellung Seekabel-Herstellung LKW-Transport Schiff-Transport Betrieb KEA, erschöpflich Treibhauspotenzial Versauerungspotenzial Eutrophierungspotenzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupfer 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Abb. 73: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch in den Lebenswegphasen der HGÜ (Trasse 1, Bezugsjahr 2030). 121

135 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Stahl Aluminium Beton Feinkeramik LKW-Transport Schiff-Transport KEA, erschöpflich Treibhauspotenzial Versauerungspotenzial Eutrophierungspotenzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupfer 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Abb. 74: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch der Freileitungskomponenten und des Transports (Trasse 1, Bezugsjahr 2030). Stahl Kupfer Blei Polypropylen Papier Imprägnierung Schiff-Transport KEA, erschöpflich Treibhauspotenzial Versauerungspotenzial Eutrophierungspotenzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupfer 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Abb. 75: Umweltwirkungen und Ressourcenverbrauch der Seekabelkomponenten und des Transports (Trasse 1, Bezugsjahr 2030). 122

136 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Bilanzvergleich der drei Trassen Die Umweltwirkungen aller drei Trassen werden in den folgenden Diagrammen auf 1 kwh frei Netzeinspeisung normiert dargestellt zur vergleichenden Illustration der Wirkungskategorien und der energetischen bzw. stofflichen Ressourcenverbräuche. Trasse 2 weist mit 0,21 MJ/kWh den größten Kumulierten Energieaufwand auf, da hier insgesamt mehr Energie für den LKW-Transport aufgebracht werden muss. Ähnlich sieht es beim Treibhauspotenzial aus, das auch bei Trasse 2 am größten ist. Bei Betrachtung der Betriebsemissionen der HGÜ werden auch die Längenunterschiede der einzelnen Freileitungsabschnitte deutlich. Am Versauerungspotenzial, Eutrophierungspotenzial und Sommersmog ist maßgeblich der Transport beteiligt, bei Trasse 2 sogar zu über 50 %. Die Auswirkungen des Schiff-Transports nehmen entsprechend der Entfernung zu den nordafrikanischen Häfen von Trasse 1 zu Trasse 3 zu. Beim Versauerungspotenzial der Trasse 2 zeigt sich nun auch der lange Seekabelabschnitt ab. Die Partikelbelastung ist am größten bei Trasse 3. Da sämtliche Werte auf 1 kwh el normiert wurden, wirken sich hier besonders die größeren Verluste auf die Ergebnisse aus. Insgesamt überwiegen die Auswirkungen des Kraftwerks im Vergleich zur HGÜ, dies betrifft auch den Eisenverbrauch. Nur der Ressourcenverbrauch an Bauxit wird hauptsächlich durch die Länge des Freileitungsabschnittes bestimmt. Bei einer entsprechend langen Seekabelverbindung nimmt auch der Einfluss der HGÜ am Kupferaufwand zu. Solarfeld Analgentechnik Bautechnik Therm. Speicher Dampfturbine Betrieb_STK Abriss_STK Freileitung-Herstellung Seekabel-Herstellung Betrieb_HGÜ LKW-Transport Schiff-Transport 0,25 KEA, erschöpflich 20 Treibhauspotenzial 0,20 15 MJ/kWh 0,15 0,10 g CO2/kWh 10 0,05 5 0,00 Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 0 Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Abb. 76: Trassenvergleich für KEA und Treibhauseffekt. 123

137 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers 4 Sommersmog 30 Partikel 25 3 mg Ethen/kWh 2 mg/kwh Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 0 Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Abb. 77: Trassenvergleich für Sommersmog und Partikelbelastung. 100 Versauerungspotenzial 12 Terrestrisches Eutrophierungspotenzial mg SO2/kWh mg PO4,3/kWh Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 0 Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Abb. 78: Trassenvergleich für Versauerungs- und Eutrophierungspotenzial. 0,020 Kohlendioxid 2,0 Eisen 0,015 1,5 kg/kwh 0,010 g/kwh 1,0 0,005 0,5 0,000 Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 0,0 Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Abb. 79: Trassenvergleich für Kohlendioxid und Eisen. 124

138 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers 0,030 Bauxit 0,012 Kupfer 0,025 0,010 0,020 0,008 g/kwh 0,015 g/kwh 0,006 0,010 0,004 0,005 0,002 0,000 Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 0,000 Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 Abb. 80: Trassenvergleich für Bauxit und Kupfer Energetische Amortisationszeit Mit der energetischen Amortisationszeit lässt sich angeben, wie lange es dauert, bis sämtliche Energieaufwendungen für die Produktion der Anlage durch die eigene Stromproduktion der Anlage wieder herausgeholt werden. Die mathematische Formel dazu lautet: KEAH EAT [] a = [Gl. 8] Enet KEAB g KEA H Kumulierter Energieaufwand zur Herstellung der Anlage [MJ] E net jährlich erzeugte Nettoenergie [MJ/a] g durchschnittliche Nutzungsgrad des deutschen Kraftwerk-Mix [%] KEA B Kumulierter Energieaufwand zum Betrieb der Anlage [MJ/a] Für g wird ein Literaturwert von 31,4 % eingesetzt (Viebahn, 2004). In Tabelle 26 sind die Amortisationszeiten für alle drei Kraftwerke samt HGÜ (Bezugsjahr 2030) aufgelistet. 125

139 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Tab. 26: Energetische Amortisationszeit für alle Trassen. Einheit Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 KEA H [MJ] 2,76E+11 3,50E+11 2,74E+11 KEA B [MJ/a] 2,16E+09 2,20E+09 2,16E+09 E net [MJ/a] 2,42E+11 2,42E+11 2,31E+11 g [%] 31,4 31,4 31,4 EAT [Jahr] 0,36 0,46 0,37 EAT [Monat] 4,3 5,5 4,5 Der KEA für die einzelnen HGÜ hängt von der Länge der Trasse und der Transportleistung ab. Das für Trasse 2 der höchste KEA hinsichtlich der Kraftwerksherstellung benötigt wird, liegt auch an einer hohen Transportleistung insbesondere in Nordafrika. Die Unterschiede in der Solarstromproduktion sind allein begründet in der DNI vor Ort. Insgesamt gesehen amortisiert sich der Energieaufwand nach 4-6 Monaten Mehrbelastung mit veränderten Modulen (Bezugsjahr 2010) Die Sensitivität wird hier im Bezug auf ein verändertes Bezugsjahr für die Herstellung der Anlage untersucht. Im Jahr 2010 setzt sich der Strom-Mix zu fast 90 % aus fossilen Primärenergieträgern zusammen. Dies beeinflusst auch die Vorketten zur Bereitstellung von Stahl, Aluminium, Kupfer, Feinkeramik, Flachglas und Steinwolle. Hinzu kommen geringere Recyclingquoten für die Metalle. Unter diesen Voraussetzungen ergeben sich die in Abbildung 81 dargestellten prozentualen Mehrbelastungen in allen Kategorien. Besonders machen sich hier die veränderten Recyclingquoten bemerkbar, die den primären Eisenbedarf um mehr als 50 % im Vergleich zu 2030 erhöhen. Gleichzeitig erhöht sich dadurch auch die Partikelbelastung. Die Erhöhung des Kupferaufwands, wenn auch nur minimal, ist gekoppelt mit der Stahlproduktion, welche auch einen gewissen Kupferbedarf aufweist. Die Belastung in den übrigen Wirkungskategorien steigt um ca % an. Auch die CO 2 -Emissionen wachsen um 20 % an und beteiligen sich damit an der Erhöhung des Treibhauspotenzials. Die Unterschiede zwischen den einzelnen Trassen sind begründet in den unterschiedlichen Freileitungs- und Seekabelanteilen. Insgesamt entsteht die größte Mehrbelastung bei der längsten Trasse

140 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Trasse 1 Trasse 2 Trasse 3 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% KEA, erschöpflich Treibhauspotenzial Versauerungspotenzial terr. Eutrophierungspotenzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupfer Abb. 81: Prozentuale Mehrbelastung der jeweiligen Trasse aus 2030 bei Zugrundelegung eines veränderten Strom-Mix und veränderter Vorketten mit dem Bezugsjahr Normierung und Vergleich der Ergebnisse mit dem Referenzstrom- Mix in 2030/2010 Die Ergebnisse aus der Wirkungsabschätzung für Trasse 1, die von Algerien nach Deutschland führt, werden auf 1 kwh el normiert und anschließend mit dem Referenzstrom-Mix der Bundesrepublik Deutschland in 2030 und 2010 verglichen (s. Tabelle 27). In Abbildung 82 sind die prozentualen Abweichungen zu den Referenzen dargestellt, welche dazu auf 100 % gesetzt wurden. Tab. 27: Vergleichswerte von 1 kwh el Solarstrom mit dem deutschen Hochspannungs- Strom-Mix in 2010 und Solarstrom 2030 Wirkungskategorie Einheit pro Strom-Mix Strom-Mix kwh el Trasse KEA MJ 0,17 5,17 8,52 Treibhauseffekt g CO 2 -Äq. 13,78 403,54 539,42 Versauerung mg SO 2 -Äq. 65,5 463,11 718,51 Eutrophierung mg SO 2 -Äq. 6,87 51,32 55,99 Sommersmog mg Ethen-Äq. 2,57 23,26 16,99 Partikel mg 22,09 46,8 41,86 CO 2 kg 0,01 0,38 0,51 Eisen g 1,5 2,22 1,05 Bauxit g 0,019 0,033 0,033 Kupfer g 0,005 0,019 0,

141 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers Trasse 1 (2030) Trasse 1 (2010) 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% KEA, erschöpflich Treibhauspotenzial Versauerungspotenzial terr. Eutrophierungspotenzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupfer Abb. 82: Normierung der Ökobilanzergebnisse für Trasse 1 (Kraftwerk+HGÜ aus 2030) auf 1 kwh Solarstrom, Referenz: Strom-Mix von 2030 bzw wird auf 100% gesetzt. Beim Vergleich der Ergebnisse mit dem Referenzstrom-Mix 2030 zeigen sich in allen Wirkungskategorien die geringeren Belastungen durch den Solarstromimport. So werden vom Treibhauspotenzial der Referenz nur 3,4 %, vom Versauerungspotenzial 14,1 %, vom Eutrophierungspotenzial 13,4 % und vom Sommersmog nur 11,1 % erreicht. Auch vom Kumulierten Energieaufwand wird nur ein Bruchteil (3,3 %) für den Bau und Betrieb des solarthermischen Kraftwerks und der HGÜ benötigt. Weiterhin entstehen 52,8 % weniger Partikel und 96,8 % weniger Kohlendioxid. Der Anteil am Eisenaufwand beträgt 67,4 % vom Referenz-Mix Beim Bauxitaufwand sind es 56,5 % und beim Kupferaufwand 26,3 %. Gegenüber dem Strom-Mix in 2010 steigt jedoch der Eisenbedarf um 42,6 %. Dies hängt mit der veränderten Zusammensetzung des Strom-Mix in 2010 zusammen. Im Vergleich zum Mix in 2030 weist dieser nämlich einen geringeren Anteil an erneuerbaren Energieträgern auf. Demzufolge ist auch der Eisenaufwand in 2030 höher als in 2010, da für die meisten erneuerbaren Energien erst noch die entsprechenden Infrastrukturen aufgebaut werden müssen. Auf der anderen Seite bedingt ein kleinerer Anteil an erneuerbaren Energien im Referenz-Mix auch einen Solarstromimport mit, relativ gesehen, geringeren Umweltwirkungen. Zudem treten 128

142 Ökobilanzierung eines Solarstromtransfers die Umweltwirkungen typischerweise eher bei der Erschließung der erneuerbaren Energieressourcen als im eigentlichen Betrieb der Anlage auf. Für die beiden anderen Trassen kann dieser Vergleich streng genommen nicht geführt werden, da kein geeigneter Strom-Mix für Italien bzw. Österreich vorliegt. Einzig um den Einfluss eines längeren Seekabel- bzw. Freileitungsabschnittes auf die normierten Bilanzergebnisse darzustellen wird der deutsche Strom-Mix verwendet. Insgesamt ergeben sich Unterschiede zwischen den einzelnen Trassen von 20 % über alle Kategorien gemittelt. Die Aussagen, die bezüglich des Vergleichs der ersten Trasse mit dem Referenzstrom-Mix getroffen wurden, sind prinzipiell auch für die übrigen Trassen gültig. Nur was die stofflichen Ressourcenaufwendungen betrifft, ergibt sich ein gesteigerter Bedarf entsprechend der Zunahme der HGÜ-Länge. Trasse 1 (2030) Trasse 2 (2030) Trasse 3 (2030) Trasse 1 (2010) Trasse 2 (2010) Trasse 3 (2010) 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% KEA, erschöpflich Treibhauspotenzial Versauerungspotenzial terr. Eutrophierungspotenzial Sommersmog Partikel CO2 Eisen Bauxit Kupfer Abb. 83: Normierung aller Trassen mit dem Bezugsjahr 2030 auf 1 kwh el und Vergleich mit dem Referenzstrom-Mix in 2030 bzw (beide auf 100 % gesetzt). 129

143 12 Ergebnisse und Schlussfolgerungen Bei der durchgeführten Ökobilanz kann es sich, da nicht alle Umweltwirkungen betrachtet werden, nur um eine Übersichtsbilanz handeln. Auch war eine gewisse Vereinfachung bestimmter Aspekte notwendig, um den Bilanzierungsaufwand auf ein überschaubares Maß zu begrenzen. An mancher Stelle standen auch nicht immer alle notwendigen Informationen zur Verfügung, so dass, insbesondere was die Modellierung der HGÜ betrifft, bestimmte Dienstleistungen nicht abgebildet werden konnten. Dies betrifft den eigentlichen Bau der Freileitung, die Reinigung der Isolatoren und etwaige Hubschraubereinsätze zum Lastentransport oder auch für Kontrollflüge. Insgesamt gesehen liegt der Anteil der HGÜ an den Umweltwirkungen, die von der Gesamtanlage ausgehen nur bei durchschnittlich 5 %, bei den stofflichen Aufwendungen können auch bis zu 80 % erreicht werden. Da sich der geringe Einfluss der Entsorgung an der Gesamtbilanz bei der Modellierung des Kraftwerks schon gezeigt hat, sollte die Nichtbetrachtung dieses Prozesses bei der HGÜ das Endergebnis nicht signifikant steigern. Zur Klärung von technologiespezifischen Aspekten müssten einzelne Bereiche der Anlage detaillierter untersucht werden. Innerhalb der Kraftwerksmodellierung ist dies, wie frühere Ökobilanzen (SOKRATES) zeigen, schon recht gut gelungen. Dennoch fehlt eine Beschreibung der Wasser- bzw. Bodengefährdung durch auslaufendes Thermoöl. Um eine derartige Gefährdung zu eliminieren, muss ein anderes Trägermedium zum Wärmetransport eingesetzt werden. Diesbezüglich sind schon Systeme entwickelt worden, die eine Direktverdampfung von Wasser nutzen. Die quantitative Erfassung des von der Gesamtanlage beanspruchten Naturraums, insbesondere durch die Vorketten, stellt noch einmal eine umfangreichere Analyse dar und wird deswegen in dieser Arbeit nicht explizit betrachtet. Auch auf eine Gewichtung bzw. Ordnung der Wirkungskategorien wurde hier verzichtet, da alle ausgewählten Kategorien als gleichrangig angesehen werden. Im Ergebnis der Bilanzierung der drei Kraftwerke und Hochspannungsgleichstromübertragungen zeigen sich im Vergleich mit dem Referenzstrom-Mix deutlich geringere Umweltbelastungen. Und auch der Energieaufwand macht auf die Kilowattstunde bezogen nur einen Bruchteil des Referenzstrom-Mix aus. Lediglich der 130

144 Ergebnisse und Schlussfolgerungen Bedarf an Eisen ist bedingt durch die neu aufzubauende Infrastruktur um ca. 40 % erhöht, was aber keine Einschränkung bezüglich der prinzipiellen Durchführbarkeit so eines Vorhabens darstellt. Unterschiede in der Ausführung der HGÜ bezogen auf den Freileitungs- bzw. Seekabelanteil beeinflussen dieses Ergebnis kaum. Nur bei einem deutlich längeren Seekabel- oder Freileitungsabschnitt zeigt sich ein erhöhter Bedarf an den stofflichen Ressourcen Kupfer, Eisen und Bauxit. Anhand dieser Resultate zeigt sich, dass auch bei einer ganzheitlichen Betrachtung von der Bereitstellung der Ausgangsmaterialien über die Herstellung und Betrieb der Anlage bis zu deren Entsorgung die kumulierten Umweltauswirkungen immer noch um ein Vielfaches geringer sind als die der herkömmlichen Energieversorgung. Daneben entstehen auch keine langfristig überdauernden, risikoreichen Abfallprodukte wie die der Kernenergie, deren Bedeutung für die Zukunft ohnehin kaum abschätzbar ist. Daneben ist auch eine kostengünstige Energiebereitstellung möglich, wenn die Solarthermie im großtechnischen Maßstab eingesetzt und alle Kostensenkungspotenziale ausgeschöpft werden. Dennoch hängt ihr Ausbau auch maßgeblich von den politischen Rahmenbedingungen ab. Am Ende dieser Arbeit kann als allgemeine Aussage formuliert werden, dass aus ökologischer Sicht einem Ausbau der Solarthermie in Nordafrika und dem Solarstromimport nach Europa nichts entgegensteht. Schlussendlich sei noch bemerkt, dass die verschiedenen erneuerbaren Energien in ihrer großen Vielfalt zusammengenommen ein großes Leistungspotenzial aufweisen, das einer gesicherten, unabhängigen, sozial- und umweltverträglichen, globalen Energieversorgung langfristig gerecht wird. 131

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153 14 Verwendete Datensätze *DLR (2004): Direktnormalstrahlung für das Jahr Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt, Institut für Technische Thermodynamik, Abteilung Technikbewertung und Systemanalyse, Stuttgart. *ecoinvent Zentrum (2003): ecoinvent Daten v1.01. CD-ROM des Schweizer Zentrums für Ökoinventare, Dübendorf. *ESRI (1996): ArcAtlas : Our Earth. CD-ROM, Environmental Systems Research Institute Inc., California, USA. *FAO (1995): Digital Soil Map of the World and Derived Soil Properties (DSMW). CD-ROM, Version 3.5, Land and Water Digital Media Series 1, Food and Agriculture Organization of the United Nations, Rome, Italy. *IFEU/IFU (2005): Umberto - Software für das innerbetriebliche Stoffstrommanagement. Version Umberto 5, Institut für Umweltinformatik Hamburg GmbH (ifu), Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH (ifeu). *Meteonorm (2005): Global Meteorological Database for Solar Energy and Applied Meteorology. Version 5.0, Meteotest, GmbH, Nördlingen. URL: *Münchener Rück (2001): Weltkarte der Naturgefahren. Münchener Rückversicherungs-Gesellschaft AG, München. *NGA (2005): GEOnet Names Server (GNS). National Geospatial-Intelligence Agency, Bethesda, Maryland. URL: *NGDC (2001): 2-minute Gridded Global Relief (ETOPO2). National Geophysical Data Center (NGDC), National Oceanic Atmospheric Administration (NOAA), Boulder, Colorado, USA. URL: gd_designagrid.html, *GLOBE Task Team and others (Hastings, David A., Paula K. Dunbar, Gerald M. Elphingstone, Mark Bootz, Hiroshi Murakami, Hiroshi Maruyama, Hiroshi Masaharu, Peter Holland, John Payne, Nevin A. Bryant, Thomas L. Logan, J.- P. Muller, Gunter Schreier, and John S. MacDonald), eds. (1999): The Global Land One-kilometer Base Elevation (GLOBE) Digital Elevation Model, Version 1.0. National Oceanic and Atmospheric Administration, National Geophysical Data Center, 325 Broadway, Boulder, Colorado. (empfohlene Zitierweise) URL: mgg/topo/globe.html, *ORNL (2003): LandScan Worldwide Population Database Oak Ridge National Laboratory, Oak Ridge, Tennessee. URL: *Ph.D. (1998): Digital Chart of the World in ASCII (DCW). CD-ROM, Version 3.0, Ph.D. Associates Inc., Toronto, Ontario, Canada. 140

154 Verwendete Datensätze *USGS (2000): Global Land Cover Characterization (GLCC) Data Base. Version 2.0, U.S. Geological Survey, Earth Resources Observation System (EROS) Data Center, Sioux Falls, South Dakota. URL: *WDPA Consortium (2005): World Database on Protected Areas CD- ROM, World Conservation Union (IUCN) and UNEP-World Conservation Monitoring Centre (UNEP-WCMC). URL:

155 Hiermit erkläre ich, dass ich diese Diplomarbeit selbständig angefertigt habe und keine anderen Quellen und Hilfsmittel als die angegebenen verwendet wurden. Braunschweig, den Nadine May 142

156 Anhang Tab. 28: Abnahme der Längsmeridiandistanz zu den Polen hin. Auflösung [bg] geogr. Breite x [ ] Meridiandistanz y [km] 0 0,93 * 3,71 * 9,27 * 10 0,92 3,65 9, ,87 3,49 8, ,81 3,21 8, ,71 2,84 7,1 50 0,6 2,39 5, ,47 1,86 4, ,32 1,27 3, ,16 0,64 1, *entspricht der Breitengraddistanz [km], sonst y = [y(0 )] * cos x Tab. 29: Merkmale für die Sichtbarkeitsanalyse (Quelle: NGA, 2005). Kürzel engl. Merkmalsbez. dt. Bezeichnung AMTH amphitheater Amphitheater ANS ancient site antike Stätte CARN cairn Grenzmal, Hügelgrab CH church Kirche CMTY cemetery Friedhof CRRL corral Tiergehege, Wagenburg CSTL castle Burg CTRR religious center religiöses Zentrum CVNT convent Nonnenkloster GDN garden Gärten GRVE grave Grabstätte HSTS historical site historische Stätte LOCK lock Schloss, Schleuse MNMT monument Monument, Denkmal MSQE mosque Moschee MSTY monastery Mönchskloster MUS museum Museum OBPT observation point Aussichtspunkt OBS observatory Observatorium PAL palace Palast PYR pyramid Pyramide PYRS pyramids Pyramiden RGL religious site religiöse Stätte RGLR retreat spiritueller Ort RSRT resort Erholungsort RUIN ruin Ruine SHRN shrine Schrein TMB tomb Grabmal TMPL temple Tempel TOWR tower Turm, Warte ZOO zoo Tierpark 143

157 Anhang Abb. 84: GLOBE-Datensätze (Quelle: Hastings et al., 1999, verändert). Abb. 85: ETOPO2-Datensätze (Quelle: NGDC, 2005). 144

158 Anhang Abb. 86: Modell zur Trassenlegung. 145

159 Anhang Abb. 87: Ausschlussmaske für die Trassenlegung. 146

160 Anhang Abb. 88: Landbedeckung im Mittelmeerraum (Quelle: *USGS, 2000). 147

161 Anhang Abb. 89: Digitales Geländemodell (Quelle: *Globe Task Team et al., 1999; NGDC, 2001). 148

162 Anhang Abb. 90: Ausschlusskriterien für den Kraftwerksstandort. 149

163 Anhang Tab. 30: Flächenanteile an der Landbedeckung von Trasse 1. Algerien-Aachen Pixel-Häufigkeit Anteil [%] Fläche [km²] Überbrückbares Gewässer 15 0,52 1,61 Grasland ,49 48,30 Wald 251 8,62 26,88 Feuchtgebiet 0 0,00 0,00 Savanne 23 0,79 2,46 Ackerfläche ,59 163,95 Reisanbau 0 0,00 0,00 Halbwüste 190 6,53 20,35 Wüste ,84 46,26 Agglomeration 3 0,10 0,32 Meerwasser 15 0,52 1,61 Summe ,00 311,73 Davon im Sichtbereich 157 5,39 16,81 Tab. 31: Flächenanteile an der Landbedeckung von Trasse 2. Libyen-Mailand Pixel-Häufigkeit Anteil [%] Fläche [km²] Überbrückbares Gewässer 33 1,16 3,59 Grasland ,00 49,72 Wald 135 4,73 14,69 Feuchtgebiet 0 0,00 0,00 Savanne 7 0,25 0,76 Ackerfläche ,50 32,64 Reisanbau 0 0,00 0,00 Halbwüste 100 3,50 10,88 Wüste ,91 161,34 Agglomeration 0 0,00 0,00 Meerwasser ,97 37,21 Summe ,00 310,83 Davon im Sichtbereich ,19 31,66 Tab. 32: Flächenanteile an der Landbedeckung von Trasse 3. Ägypten-Wien Pixel-Häufigkeit Anteil [%] Fläche [km²] Überbrückbares Gewässer 33 0,74 3,33 Grasland 287 6,43 28,99 Wald 180 4,03 18,18 Feuchtgebiet 0 0,00 0,00 Savanne 45 1,01 4,54 Ackerfläche ,41 209,27 Reisanbau 0 0,00 0,00 Halbwüste ,92 58,28 Wüste ,50 124,03 Agglomeration 5 0,11 0,50 Meerwasser 38 0,85 3,84 Summe ,00 450,96 Davon im Sichtbereich 93 2,08 9,39 150

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