Zusammenfassung Netzausbau 2013

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1 Zusammenfassung Netzausbau 2013 Inhalt Gesamtverfahren Konsultation Bestätigung des Netzentwicklungsplans Strom 2013 Bestätigung des Offshore-Netzentwicklungsplans 2013 Umweltbericht 2013 G e p rü f t!

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3 Netzausbau 2013 Stand: Dezember 2013

4 Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Abteilungen Energie und Netzausbau Tulpenfeld Bonn Tel.: info@netzausbau.de

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6 BUNDESNETZAGENTUR VORWORT 1 Vorwort Die diesjährige Bedarfsermittlung zum Netzausbau ist klarer Beleg für das starke öffentliche Interesse an dem Thema Netzausbau. Im Rahmen der Konsultation vom 13. September bis zum 8. November 2013 gingen über 7656 Stellungnahmen bei der Bundesnetzagentur ein, der überwiegende Teil von Privatpersonen. Damit hat sich die Anzahl der Stellungnahmen im Vergleich zum Vorjahr mehr als verdoppelt. Die Zahlen zeigen, dass die Öffentlichkeit die Möglichkeiten der Partizipation nutzt, die durch das novellierte Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) geschaffen wurden. Gleichzeitig bestätigen die zahlreichen Rückmeldungen, dass die Bundesnetzagentur mit ihren Informations-und Dialogformaten auf dem richtigen Weg ist, die Behörden, Vereinigungen, Verbände und Bürger mit in den Prozess zum Netzausbau einzubeziehen. Das ist wichtig, denn dem Ausbau des Höchstspannungsübertragungsnetzes kommt im Rahmen der Energiewende eine zentrale Rolle zu. Durch den Zubau an Windkraft- und Photovoltaikanlagen muss der produzierte Strom immer häufiger gesammelt und über große Strecken von den Erzeugungszentren in die Verbrauchszentren transportiert werden. Eine leistungsfähige Netzinfrastruktur ist deshalb der Schlüssel für die Integration der rasch wachsenden Erneuerbaren Energien in das Gesamtsystem und damit für das Gelingen der Energiewende insgesamt. In einem neuen transparenten Verfahren wird nunmehr auf bundesweiter Ebene ermittelt, in welchem Umfang und an welcher Stelle das Höchstspannungsnetz verstärkt, optimiert und ausgebaut werden muss. Dieser Prozess wurde im vergangenen Jahr erstmals durchlaufen und fand seinen Niederschlag in dem Mitte Juli 2013 in Kraft getretenen Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG). Für die in diesem Gesetz gekennzeichneten länderübergreifenden und grenzüberschreitenden Vorhaben liegen die Planungs- und Genehmigungsverfahren nunmehr in einer Hand bei der Bundesnetzagentur. Die ersten Anträge auf Bundesfachplanung durch die Übertragungsnetzbetreiber stehen in Kürze an. Der notwendige rasche und umfassende Netzausbau ist damit auf einem guten Weg. Gleichzeitig wurde im nunmehr zweiten Verfahrensdurchgang bereits der Blick auf die Weiterentwicklung der Energielandschaft im Jahr 2023 bzw geworfen. Anfang März 2013 haben die Übertragungsnetzbetreiber den Netzentwicklungsplan Strom 2013 (NEP Strom 2013) veröffentlicht und nach einer öffentlichen Konsultation in überarbeiteter Form Mitte Juli der Bundesnetzagentur zur Bestätigung vorgelegt. Der Plan enthält alle Netzausbaumaßnahmen, die aus Sicht der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber in den nächsten zehn bzw. zwanzig Jahren für eine sichere Stromversorgung in Deutschland notwendig sind. Der NEP Strom 2013 ist als eine Weiterentwicklung der bisherigen Planung zu verstehen. Der NEP Strom 2013 setzt auf dem vorhandenen Netz und den bereits in Angriff genommenen Netzausbaumaßnahmen auf, deren energiewirtschaftlicher Bedarf schon festgestellt wurde (sog. Startnetz). Die Bundesnetzagentur hat untersucht, ob der NEP Strom 2013 alle wirksamen, bedarfsgerechten und erforderlichen Maßnahmen für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb in zehn bzw. zwanzig Jahren umfasst. In diesen Prüfprozess sind auch die Ergebnisse der Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung eingeflossen.

7 2 NETZAUSBAU 2013 Von den im zweiten Entwurf des NEP Strom 2013 ausgewiesenen insgesamt 90 Netzausbau- und Netzverstärkungsmaßnahmen konnten 56 Maßnahmen bestätigt werden. Dabei hat die Bundesnetzagentur feststellt, dass aus heutiger Sicht die bestätigten Maßnahmen aus dem NEP des vergangenen Jahres sich bis auf ganz wenige Ausnahmen erneut als bestätigungsfähig erweisen. Im Vergleich zum NEP Strom 2012 haben die Übertragungsnetzbetreiber 21 Maßnahmen neu beantragt. Dabei handelt es sich überwiegend um Netzverstärkung im Drehstromnetz. Dies macht deutlich, dass die Möglichkeiten zu Netzverstärkungen oder -optimierungen ausgeschöpft werden, bevor der Neubau von Stromtrassen in Betracht kommt (sog. NOVA-Prinzip). Damit umfasst der bestätigte NEP Strom 2013 nunmehr ca km an Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen in bestehenden Trassen (Bundesbedarfsplangesetz: km) und ca km an kompletten Neubauvorhaben (Bundesbedarfsplangesetz: km). Der NEP Strom 2013 stellt das notwendige Netz für die energiewirtschaftliche Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur des Jahres 2023 dar, wie sie im Szenariorahmen des Jahres 2012 prognostiziert wurde. Dieser Szenariorahmen und damit auch der darauf beruhende Netzentwicklungsplan können neue energiewirtschaftliche Zielsetzungen, wie sie der im Dezember 2013 abgeschlossene Koalitionsvertrag für das Jahr 2025 enthält, noch nicht berücksichtigen. Es ist auch nicht möglich, derartige Änderungen durch einen schlichten Verzicht auf einzelne bestätigte Maßnahmen abzubilden. Eine veränderte Zielsetzung erfordert eine vollständige Neuberechnung des für diese Zielsetzung notwendigen Netzes. Da aus rechtlichen Gründen ein Anhalten des diesjährigen Planungsprozesses und eine Neuberechnung des Zielnetzes ohne entsprechende Konsultationen nicht möglich waren, muss die Umsetzung der mit dem Koalitionsvertrag angestrebten energiepolitischen Zielsetzung während und mit der Erarbeitung und Konsultation des NEP Strom 2014 erfolgen. Insofern bewährt sich das Prinzip der jährlichen Neuerstellung des NEP. Die Bundesnetzagentur wird auf der Basis neuer Berechnungen der Übertragungsnetzbetreiber sorgfältig prüfen, ob und welche Auswirkungen eine Anpassung der Geschwindigkeit des Ausbaus der erneuerbaren Energien und eine Kappung der Erzeugungsspitzen auf den Bedarf an Leitungsbaumaßnahmen hätte, zumindest hinsichtlich des Zeitpunktes, zu dem Maßnahmen notwendig werden. Auch wenn Konsequenzen für einzelne Leitungsbaumaßnahmen durchaus wahrscheinlich erscheinen, wäre es überraschend, wenn sich am Grundkonzept der bestätigten Planung Wesentliches ändern würde. Insofern bewährt es sich, dass die Bundesnetzagentur schon bisher sehr restriktiv bei der Bestätigung des Netzausbaus vorangegangen ist und sich auch der Gesetzgeber dieses Prinzip mit dem Erlass des Bundesbedarfsplangesetzes im Sommer des Jahres 2013 zu Eigen gemacht hat. Die Bundesnetzagentur geht deshalb auch davon aus, dass ihr die Übertragungsnetzbetreiber in Kürze die angekündigten Anträge für die Bundesfachplanung derjenigen Vorhaben vorlegen werden, deren alsbaldiger Beginn dringend erforderlich ist. Neu ist in diesem Jahr, dass die Übertragungsnetzbetreiber neben dem NEP für den Landbereich auch einen sog. Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) entwickelt haben. Dieser legt den Bedarf an Anbindungsleitungen fest und ermittelt die zeitliche Reihenfolge, in der die Anbindung der Offshore- Windparks erfolgen soll. Gleichzeitig veröffentlicht die Bundesnetzagentur zum zweiten Mal einen Umweltbericht, der die voraussichtlichen Auswirkungen des Netzausbaus und der einzelnen Maßnahmen auf die Umwelt ein-

8 BUNDESNETZAGENTUR VORWORT 3 schließlich des Menschen ermittelt, beschreibt und bewertet. Neben der Ausweitung der Umweltprüfung auch auf den Offshore-Bereich wurde vor allem die Alternativenprüfung deutlich weiterentwickelt und damit eine häufig geäußerte Anregung der Öffentlichkeit aufgegriffen. Die Bundesnetzagentur dankt allen Beteiligten für die rege und sachbezogene Beteiligung, da sie mit ihrer Stellungnahme einen wichtigen und aktiven Beitrag geleistet haben. Alle Stellungnahmen werden auf der Internetseite der Bundesnetzagentur ( für die Öffentlichkeit bereitgestellt, sofern der Veröffentlichung nicht widersprochen wurde

9 4 NETZAUSBAU 2013 Inhaltsverzeichnis Vorwort...1 Inhaltsverzeichnis...4 A Gesamtverfahren Szenariorahmen Netzentwicklungspläne Bundesbedarfsplan Bundesfachplanung Planfeststellung...7 B Konsultation Allgemeines Netzentwicklungsplan Statistische Auswertung Einfluss der Konsultationsbeiträge Offshore-Netzentwicklungsplan Statistische Auswertung Einfluss der Konsultationsbeiträge Umweltbericht Statistische Auswertung Inhaltliche Schwerpunkte Wertverlust von Immobilien Schutzgut Mensch Sonstige Schutzgüter Alternativenprüfung Offshore...18 C Bestätigung des Netzentwicklungsplans Strom Szenariorahmen Regionalisierung Marktmodellierung Netzplanung Prüfung Streckenmaßnahmen Wirksamkeit Erforderlichkeit Sonstige Erwägungen Gesamtplan Punktmaßnahmen Ergebnisse Gesamtplan NEP Strom

10 BUNDESNETZAGENTUR INHALTSVERZEICHNIS Übersicht Streckenmaßnahmen Bestätigte Streckenmaßnahmen Nicht bestätigte Streckenmaßnahmen Tabellarischer Überblick Übersicht Punktmaßnahmen...35 D Bestätigung des Offshore-Netzentwicklungsplans Methodik Szenariorahmen / Regionalisierung Anbindungsplanung Prüfung Anbindungsmaßnahmen Berücksichtigung des Szenariorahmens Berücksichtigung der Bundesfachpläne Offshore Technische Standardisierung Kriterien für die Zeitliche Abfolge Angabe von Terminen Querverbindungen Ergebnisse Gesamtplan O-NEP Übersicht Anbindungsmaßnahmen Bestätigungsfähige Maßnahmen Nicht bestätigungsfähige Maßnahmen...44 E Umweltbericht Methodik Untersuchungsgegenstand Untersuchungsraum Alternativen Untersuchungsmethode Wirkfaktoren und Ist-Zustand ermitteln Relevante Umweltziele auswählen Bewertungskriterien definieren und Bewertungsmethode festlegen Prüfung Steckbriefe auswerten (Maßnahmenbetrachtung) Gesamtplanbetrachtung Alternativenprüfung Derzeitige Ergebnisse Gesamtbewertung: Szenario B Alternative Gesamtpläne: Szenario A Alternative Gesamtpläne: Szenario C Vergleich der Szenarien A 2023, B 2023 und C Vorhabenbezogene Alternativen Alternative Anbindungszuordnung zum O-NEP Alternatives Anbindungskonzept für Offshore-Windparks Abschichtung...58 Anhang...60

11 6 NETZAUSBAU 2013 A Gesamtverfahren Um den bundesweit erforderlichen Netzausbau voranzutreiben, wird seit dem vergangenen Jahr in einem transparenten Verfahren regelmäßig mit fünf aufeinander aufbauenden Schritten und unter breiter Beteiligung der Öffentlichkeit der bundesweite Ausbaubedarf für die Höchstspannungsnetze geprüft und festgelegt. Ziel ist es, das Stromnetz möglichst schnell für den Umstieg auf die Erneuerbaren Energien zu rüsten. Abbildung 1: Fünf Schritte zum Netzausbau 1. Szenariorahmen Wie viel Strom werden wir in den kommenden zehn bzw. zwanzig Jahren verbrauchen? Welche Rolle werden künftig Kohlekraftwerke und Windenergieanlagen spielen? Mögliche Antworten liefert einmal im Jahr der so genannte Szenariorahmen. Dieser wird von den vier Übertragungsnetzbetreiber (Amprion, TransnetBW, 50Hertz Transmission, TenneT TSO) gemeinsam entwickelt. Die Bundesnetzagentur prüft den Szeneriorahmen, konsultiert den Entwurf mit der Öffentlichkeit und genehmigt diesen entsprechend der gesetzlichen Vorgaben. 2. Netzentwicklungspläne Auf den Szenariorahmen aufbauend erstellen die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen Netzentwicklungsplan (NEP), um den Ausbaubedarf im Übertragungsnetz zu ermitteln. Der NEP enthält die notwendigen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau des Stromnetzes und gilt für das gesamte Bundesgebiet. Neu ist in diesem Jahr, dass die Übertragungsnetzbetreiber neben dem NEP für den Landbereich auch für Nord- und Ostsee einen NEP erstellt haben, den sog. Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP). Dieser legt den Bedarf an Anbindungsleitungen im Küstenmeer Offshore-Windparks fest und ermittelt die zeitliche Reihenfolge, in der die Anbindungsleitungen errichtet werden sollen. Die Bundesnetzagentur prüft die vorgeschlagenen Maßnahmen hinsichtlich ihrer

12 BUNDESNETZAGENTUR GESAMTVERFAHREN 7 energiewirtschaftlichen Notwendigkeit. BürgerInnen, Verbände und Behörden können in mehreren Beteiligungsrunden Stellungnahmen zum NEP und O-NEP abgeben. Neben der Prüfung des NEP bzw. O-NEP werden von der Bundesnetzagentur die voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen in einer Strategischen Umweltprüfung (SUP) ermittelt, beschrieben und bewertet. Diese im Verfahrensablauf erste SUP ist eine Art Frühwarnsystem, um schon zu Beginn des Prozesses potenzielle Konflikte mit den berechtigten Schutzbelangen von Mensch und Natur zu identifizieren und in der Folge möglichst wirksam zu verringern oder am besten ganz zu vermeiden. Die Ergebnisse werden in einem Umweltbericht festgehalten, der nunmehr zum zweiten Mal vorgelegt wird. Der Umweltbericht wird parallel zum überarbeiteten NEP und O-NEP zur Konsultation gestellt. 3. Bundesbedarfsplan Die bestätigten Netzentwicklungspläne und der überarbeitete Umweltbericht werden mindestens alle drei Jahre von der Bundesnetzagentur der Bundesregierung als Entwurf eines Bundesbedarfsplans vorgelegt. Dieser enthält eine Liste der benötigten Leitungsvorhaben jeweils mit Angabe der Start- und Endpunkte. Der Bundesbedarfsplan durchläuft das Gesetzgebungsverfahren und mündet schließlich in ein Bundesbedarfsplangesetz. 4. Bundesfachplanung Auf der Grundlage des zwischenzeitlich in Kraft getretenen Bundesbedarfsplangesetzes werden auf Antrag der Vorhabenträger raum- und umweltverträgliche Trassenkorridore 500 Meter bis Meter breite Gebietsstreifen verbindlich festgelegt. Dabei werden verschiedene Alternativen betrachtet, öffentlich diskutiert und auf ihre voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen geprüft. Für die Leitungen, die im Bundesbedarfsplangesetz als länderübergreifend oder grenzüberschreitend gekennzeichnet sind, ist nunmehr die Bundesnetzagentur zuständig. Betrifft ein Leitungsvorhaben nur ein Bundesland, ist weiterhin die jeweilige Landesbehörde (dann evtl. Raumordnungsverfahren) zuständig. 5. Planfeststellung Die im vierten Schritt ermittelten Trassenkorridore bilden die Grundlage für das Planfeststellungsverfahren, in dem die exakten Trassenverläufe festgelegt werden. Auch hier werden Alternativen betrachtet, öffentlich diskutiert und auf ihre Umweltverträglichkeit geprüft. Am Ende steht ein Planfeststellungsbeschluss mit den Trassenverläufen, die die geringsten Belastungen für Mensch und Umwelt versprechen. Für die im Bundesbedarfsplangesetz gekennzeichneten länder- und grenzüberschreitenden Vorhaben übernimmt die Bundesnetzagentur auch die Planfeststellungsverfahren.

13 8 NETZAUSBAU 2013 B Konsultation 1. Allgemeines Die Bundesnetzagentur hat die überarbeiteten Entwürfe der Netzentwicklungspläne der Übertragungsnetzbetreiber zusammen mit den Entwürfen der Bestätigungsdokumente zum NEP Strom 2013 und zum O-NEP 2013 sowie den Entwurf des Umweltberichts 2013 vom 13. September 2013 bis zum 8. November 2013 konsultiert. In diesem Zeitraum hatten Behörden, Träger öffentlicher Belange, Verbände und die Öffentlichkeit die Möglichkeit, zu den oben genannten Dokumenten Stellung zu nehmen. Im Rahmen dieser Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung hat die Bundesnetzagentur insgesamt Stellungnahmen erhalten. Die Stellungnahmen enthielten zahlreiche wichtige Beiträge, Äußerungen und Hinweise, die zu einer kritischen Überprüfung der Darstellungen und Bewertungen der Bestätigungsentwürfe und des Umweltberichts beigetragen haben. Auch wenn nicht alle Anregungen zu konkreten Anpassungen bzw. Ergänzungen in den Dokumenten geführt haben, waren sie jedoch für die Überprüfung von großer Bedeutung. Nachfolgend werden die eingegangenen Stellungnahmen statistisch ausgewertet. Neben einer Identifizierung häufig angesprochener Themenbereiche werden die einzelnen inhaltlichen Schwerpunkte der Beteiligung mit entsprechenden Erläuterungen dargestellt, inwiefern sich daraus Anpassungen im Umweltbericht ergeben haben oder nicht bzw. inwieweit beispielhafte Beiträge bei den Bestätigungen des NEP Strom 2013 und O-NEP 2013 in die Entscheidung eingeflossen sind. Der Großteil der Stellungnahmen ging auf postalischem Weg ein (90 %), -Eingänge machten mit 10 % den deutlich kleineren Anteil aus. Stellungnahmen, die die Bundesnetzagentur mehrfach, z. B. als Brief und erreichten, wurden nur einmal je Absender berücksichtigt. Von den eingegangenen Stellungnahmen entfallen 97 % auf Privatpersonen und 3 % auf Institutionen 1. 1 Institution wird hier als Sammelbegriff für die Bereiche Behörden/Verwaltung, Wirtschaft, Vereinigung/Verein/Verband, Ministerien, Bürgerinitiativen und Parteien/Gewerkschaften verwendet. Die Erfassung von Bürgerinitiativen erfolgte hier nur, wenn diese namentlich als solche auftraten.

14 BUNDESNETZAGENTUR KONSULTATION 9 Abbildung 2: Konsultationsteilnehmer Abbildung 3: Verteilung der Institutionen Innerhalb der Institutionen verteilen sich die Konsultationsteilnehmer entsprechend Abbildung % der institutionellen Stellungnahmen stammen aus dem Bereich Verwaltung, 16 % aus der Wirtschaft, 12 % von Vereinigungen/Vereinen/Verbänden. Die restlichen 19 % verteilen sich auf Ministerien (8 %), Bürgerinitiativen (6 %) und Parteien und Gewerkschaften (5 %). Eine Liste aller institutionellen Konsultationsteilnehmer befindet sich im Anhang. Die räumliche Verteilung der Konsultationsteilnehmer ist in Abbildung 4 dargestellt. Stellungnahmen gingen am häufigsten aus folgenden Regionen ein: Region Hüttlingen (Baden-Württemberg) Region Meerbusch (NRW) Region Kiel (Schleswig-Holstein) Region Winkelhaid (Bayern)

15 10 NETZAUSBAU 2013 Abbildung 4: Räumlicher Verteilung 2. Netzentwicklungsplan Nachfolgend werden die zum Entwurf des NEP Strom 2013 eingegangenen Stellungnahmen statistisch ausgewertet. Anschließend wird der Einfluss verschiedener Konsultationsbeiträge auf die Bestätigungsfähigkeit von Einzelmaßnahmen anhand mehrerer Entscheidungen aufgezeigt. 2.1 Statistische Auswertung Zahlreiche Stellungnahmen zielen auf den Entwurf des NEP Strom 2013 ab. Beiträge, die auf die Methodik, auf zugrunde liegende Annahmen sowie weitere inhaltliche Aspekte abzielen, sind in Abbildung 5 enthalten. Die Darstellung veranschaulicht die am häufigsten angesprochenen Themenfelder im Rahmen der Konsultation zum Entwurf des NEP Strom Die Größe der Kreise skizziert die Häufigkeit, mit der ein Thema vorgetragen wurde. Grau eingefärbte Kreise symbolisieren Themen, die nicht Gegenstand der Konsultation sind. Das Themenfeld Ausbaustrategien umfasst z. B. Beiträge zu Annahmen über

16 BUNDESNETZAGENTUR KONSULTATION 11 den zukünftigen Energieträgermix sowie dessen räumliche Verteilung (z. B. Dezentralisierung). Der Punkt Flexibilisierung Erzeugung und Verbrauch umfasst insbesondere Eingaben zur Möglichkeit des Einspeise- und Lastmanagements sowie zur Speicherung von überschüssigem Strom. Der Themenbereich Verwendung/Umfang Pilottechnologien beinhaltet u. a. Beiträge zur HGÜ- oder HTLS Technologie sowie deren Berücksichtigung im NEP. Verfahrensfragen umfasst u. a. Beiträge zum jährlichen Prozess der Netzentwicklungsplanung und zielt im Wesentlichen auf rechtliche Rahmenbedingungen ab. Anderweitige Planungsmöglichkeiten umfasst Konsultationsbeiträge, die eine verstärkte Betrachtung von Alternativen fordern, wie z. B. Technikalternativen oder die Wahl der Netzverknüpfungspunkte. Zum Themenbereich Methodik des NEP sind u. a. Eingaben zur grundsätzlichen Herangehensweise der Übertragungsnetzbetreiber zu zählen, HGÜ-Strukturen als Basis des Netzausbaus zu errichten. Abbildung 5: Konsultationsbeiträge NEP Strom 2013 Konsultationsbeiträge, die unmittelbar zu Veränderungen gegenüber dem NEP-Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber geführt haben, werden nachfolgend exemplarisch dargestellt. 2.2 Einfluss der Konsultationsbeiträge Im Entwurf zum NEP Strom 2013 unterscheiden die Übertragungsnetzbetreiber zwischen vordringlichen und zu beobachtenden Maßnahmen. Mehrere Konsultationsteilnehmer erachten eine derartige Kategorisierung als sachgerecht und fordern eine entsprechende Behandlung im Rahmen der Maßnahmenprüfung. Ziel der Bundesnetzagentur ist es, bei der Prüfung der Maßnahmen eine größtmögliche Robustheit zu gewährleisten. Auch aus Sicht der Bundesnetzagentur ist es daher geboten, nur diejenigen Maßnahmen zu bestätigen, von deren nachhaltiger Erforderlichkeit auch die Übertragungsnetzbetreiber überzeugt sind. Die vorgesehene Neuausrichtung der energiepolitischen Ziele der Bundesregierung beim

17 12 NETZAUSBAU 2013 Ausbau der Erneuerbaren Energien führt aller Voraussicht nach zu Änderungen im dem NEP zugrunde liegenden Szenariorahmen. Je nach Ausmaß der Veränderungen im Szenariorahmen ist insbesondere ein Wegfall einzelner zu beobachtender Maßnahmen nicht auszuschließen. In ihrer Bestätigung des NEP Strom 2013 kommt die Bundesnetzagentur daher der Forderung einiger Konsultationsteilnehmer nach, jene Maßnahmen, deren nachhaltige Erforderlichkeit zu hinterfragen ist, grundsätzlich nicht zu bestätigen. Aus der Region Hüttlingen (Baden-Württemberg) erreichten die Bundesnetzagentur im Rahmen der Konsultation über Stellungnahmen. In den Beiträgen sprechen sich die Konsultationsteilnehmer gegen die Bestätigungsfähigkeit der HGÜ-Maßnahme C06 Kreis Segeberg Goldshöfe sowie gegen das EnLAG Vorhaben Nr. 24 (Bünzwangen Goldshöfe) aus. Insbesondere zweifeln die Konsultationsteilnehmer die Wahl des Netzverknüpfungspunkts Goldshöfe an. Auch der Bundesnetzagentur erscheint die Wahl des Endpunktes Goldshöfe für die HGÜ-Maßnahme nicht ausreichend energiewirtschaftlich bzw. elektrotechnisch begründet. Der Netzverknüpfungspunkt Goldshöfe ist weder ein Standort, der durch hohen Verbrauch charakterisiert ist, noch handelt es sich um einen Standort eines Kernkraftwerks, der die Nutzung vorhandener Infrastruktur ermöglicht. In der Bestätigung des Netzentwicklungsplans 2013 wird die HGÜ-Maßnahme C06 Kreis Segeberg Goldshöfe u. a. daher als nicht bestätigungsfähig eingestuft. Zahlreiche Konsultationsteilnehmer äußerten sich im Rahmen der Konsultation zur Netzverstärkungsmaßnahme Raum Lübeck Siems (Projekt 72, Maßnahme 49). In den Stellungnahmen wurde häufig auf eine dichte Besiedelung des Raums Siems hingewiesen, die den Neubau einer Leitung von Göhl nach Siems in Ostholstein stark erschweren würde. Alternativ wurde seitens der Konsultationsteilnehmer vorgeschlagen, die Leitung von Göhl weiter nach Lübeck oder sogar ins Hamburger Umland zu führen. Die Bundesnetzagentur hat diese Vorschläge daraufhin geprüft und ist zu dem Ergebnis gekommen, dass es netztechnisch kaum einen Unterschied macht, ob die Leitung in Siems oder in Lübeck endet. Nach Rücksprache mit dem zuständigen Netzbetreiber wurde daher der Netzverknüpfungspunkt der Maßnahme von Siems zum Raum Lübeck geändert. Im Entwurf der Bestätigung des NEP hat die Bundesnetzagentur den Netzverknüpfungspunkt Halbemond der Offshore-Anbindungsleitung NOR-3-3 in Frage gestellt und es für möglich erachtet, die Offshore-Anbindungsleitung weiter ins Landesinnere bis nach Emden/Ost zu führen. Im Rahmen der Konsultation wurde daraufhin von Konsultationsteilnehmern vorgetragen, dass eine Realisierung auf Basis der absehbar verfügbaren Technologie an diesem Standort kaum möglich sei. Aufgrund starker Nutzungskonkurrenzen in direktem Umfeld würde eine zusätzliche Neuplanung erforderlich (zwei Offshore Anbindungsleitungen sind bereits für Emden vorgesehen). Die Bundesnetzagentur hat sich für eine Bestätigung der Maßnahme mit dem Netzverknüpfungspunkt Halbemond entschieden und von einer Verlagerung des Netzverknüpfungspunktes Halbemond zum Netzverknüpfungspunkt Emden/ Ost abgesehen.

18 BUNDESNETZAGENTUR KONSULTATION Offshore-Netzentwicklungsplan Nachfolgend werden die zum Entwurf des O-NEP 2013 eingegangenen Stellungnahmen statistisch ausgewertet. Anschließend wird der Einfluss verschiedener Konsultationsbeiträge auf die Bestätigungsfähigkeit von Einzelmaßnahmen anhand mehrerer Entscheidungen aufgezeigt. 3.1 Statistische Auswertung Auch zum O-NEP 2013 gingen bei der Bundesnetzagentur zahlreiche Stellungnahmen ein. Die wesentlichen Themenfelder zu Inhalten des O-NEP 2013 sind in Abbildung 6 dargestellt. Beiträge aus dem Themenbereich zeitliche Einteilung der Anbindungsmaßnahmen zielen im Wesentlichen auf die geplanten Inbetriebnahmejahre der einzelnen Anbindungsmaßnahmen ab. Das Thema Netzverknüpfungspunkte umfasst insbesondere die Auswahl der im Entwurf des O NEP 2013 angegebenen Anlandepunkte der Anbindungsmaßnahmen. Beiträge zu verwendeten Technologien sind im Themenbereich Technologie zusammengefasst. Themen rund um den bei der Erstellung des O-NEP 2013 zu berücksichtigenden Bundesfachplan Offshore sind entsprechend im gleichnamigen Punkt gebündelt. Vorschläge, die insbesondere auf die Verbindung der einzelnen Offshore-Windparks untereinander abzielen, sind zum Thema Querverbindungen zusammengefasst. Zeitliche Einteilung der Anbindungsmaßnahmen Netzverknüpfungspunkte Technologie Bundesfachplan Offshore Querverbindungen Abbildung 6: Konsultationsbeiträge O-NEP 2013

19 14 NETZAUSBAU Einfluss der Konsultationsbeiträge Anhand der Stellungnahmen zum O-NEP 2013 konnten wertvolle Erkenntnisse gewonnen und zur Konsultation gestellte Fragen beantwortet werden. Die Erkenntnisse hatten maßgeblichen Einfluss auf die Bestätigung des O-NEP Die Übertragungsnetzbetreiber haben für den O-NEP 2013 die Erzeugungsleistungen aus Offshore- Windenergie gemäß dem Szenariorahmen zum NEP/O-NEP 2013 zu Grunde gelegt. Kurz vor Beginn der Konsultation des O-NEP 2013 durch die Bundesnetzagentur wurde bereits der Szenariorahmen zum NEP/O-NEP 2014 bestätigt. Die Bundesnetzagentur hat in ihrem Entwurf der Bestätigung zum O-NEP 2013 ausdrücklich um Stellungnahme gebeten, ob und wenn ja inwieweit der Szenariorahmen zum NEP/O-NEP 2014 in die Bestätigung zum O-NEP 2013 mit einfließen soll. Die Konsultationsteilnehmer sind diesbezüglich unterschiedlicher Auffassung. Einige sehen es schon aus formal rechtlichen Gründen geboten, nur den Szenariorahmen zum NEP/O-NEP 2013 für die Bestätigung zu Grunde zu legen. Andere Konsultationsteilnehmer hingegen sind der Meinung, dass die Erkenntnisse des neuen Szenariorahmens zum NEP/O-NEP 2014 bereits berücksichtigt werden müssten, insbesondere, da es nicht zielführend sei, jetzt Anbindungsleitungen zu bestätigen, bei denen schon abzusehen sei, dass sie im nächsten Jahr nicht mehr bestätigt würden. Die Bundesnetzagentur dürfe im Sinne einer vorausschauenden Planung die Augen vor neuen Erkenntnissen nicht verschließen. Unter Hinzunahme der Stellungnahmen hat sich die Bundesnetzagentur dafür entschieden, den Szenariorahmen zum NEP/O-NEP 2014 bereits bei der diesjährigen Bestätigung in die Entscheidung mit einfließen zu lassen. Folglich wurden in der Nordsee nur vier anstelle von sechs Anbindungsleitungen bestätigt. Eine solche Vorgehensweise ist nur beim O-NEP möglich, da es sich dabei letztlich um eine Reihung von Anbindungsmaßnahmen, also keine Netzplanung im engeren Sinne handelt. Beim landseitigen NEP wäre dergleichen wegen der zahlreichen wechselseitigen Abhängigkeiten nicht möglich. Dies kann landseitig erst durch eine Änderung der Eingangsparameter im Szenariorahmen und einer daran anschließenden vollständigen Neuberechnung folgen. Zusätzlich hatte die Bundesnetzagentur in der Konsultation um Stellungnahme gebeten, welcher Zeitpunkt für den Beginn der Umsetzung maßgeblich sein solle. Seitens der Bundesnetzagentur wurden der Beginn des EU-weiten Vergabeverfahrens oder die Beauftragung der Anbindungsleitung vorgeschlagen. Nach Auswertung der Stellungnahmen kam die Bundesnetzagentur zu einem von den Übertragungsnetzbetreibern abweichenden Ergebnis und legt ihrer Bestätigung des O-NEP 2013 das Jahr der Beauftragung der Anbindungsleitung als Beginn der Umsetzung zu Grunde.

20 BUNDESNETZAGENTUR KONSULTATION Umweltbericht Nachfolgend werden die zum Entwurf des Umweltberichts eingegangenen Stellungnahmen statistisch ausgewertet. Anschließend werden kurz die einzelnen inhaltlichen Schwerpunkte der Beteiligung dargestellt mit entsprechenden Erläuterungen, inwiefern sich daraus Anpassungen im überarbeiteten Umweltbericht ergeben haben oder nicht. 4.1 Statistische Auswertung Die meisten vorgebrachten Argumente zum Entwurf des Umweltberichts 2013 beziehen sich auf wirtschaftliche Aspekte in Zusammenhang mit den Vorhaben des Übertragungsnetzausbaus und der Errichtung von Nebenanlagen. Dabei werden oft ein möglicher Wertverlust von Immobilien bzw. Grundstücken mit den damit einhergehenden finanziellen Einbußen angesprochen. Ähnlich häufig liegt der Fokus der Stellungnahmen auf dem Schutzgut Mensch. Hier wird auf die Beeinträchtigung der menschlichen Gesundheit aufgrund elektrischer und magnetischer Felder, Abstandsregelungen zu Stromleitungen und Auswirkungen von Nebenanlagen, wie z.b. Konverterstationen, eingegangen. Wertverlust Immobilien/ wirtschaftliche Einbußen Schutzgut Mensch Alternativen sonstige Schutzgüter nachgelagerte Verfahren Offshore Abbildung 7: Konsultationsbeiträge Umweltbericht Zahlreiche Stellungnahmen befassen sich mit der Alternativenprüfung. Hierbei werden auch alternative Netzverknüpfungspunkte vorgeschlagen. Viele Anmerkungen gibt es außerdem zu den anderen Schutzgütern des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG). Hier werden am häufigsten die Schutzgüter Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt angesprochen. Im Vordergrund stehen die Beeinträchtigung der Avifauna durch den Leitungsbau und Aspekte des Vogelschutzes. Aber auch zum Schutzgut Landschaft kamen zahlreiche Stellungnahmen. Insbesondere die mögliche Beeinträchtigung des Landschaftsbildes durch die Zerschnei-

21 16 NETZAUSBAU 2013 dungswirkung von Stromleitungen wird oft angesprochen. In diesem Zusammenhang befürchten vor allem Privatpersonen negative Folgen für Freizeit und Erholung. Im Verhältnis hierzu waren die Schutzgüter Boden, Wasser, Luft und Klima sowie Kultur und sonstige Sachgüter seltener Gegenstand der eingegangenen Einwendungen. Weiterhin werden häufig Themen angesprochen, die erst auf den nachfolgenden Verfahrensstufen der Bundesfachplanung und Planfeststellung zum Tragen kommen. Diese Argumente sind in der Abbildung 7 unter dem Punkt nachgelagerte Verfahren dargestellt. Auch die dieses Jahr hinzugekommene Offshore-Netzplanung und die Umweltauswirkungen von Anbindungsleitungen werden in einigen Stellungnahmen thematisiert. Dabei behandeln die eingegangenen Stellungnahmen besonders häufig die Alternativenprüfung für das Küstenmeer. 4.2 Inhaltliche Schwerpunkte Die wesentlichen inhaltlichen Schwerpunkte der Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung zu den in der statistischen Auswertung genannten Themen sind nachfolgend kurz dargestellt Wertverlust von Immobilien Viele Stellungnahmen umfassen Hinweise, die sich auf wirtschaftliche Aspekte in Zusammenhang mit den Vorhaben des Übertragungsnetzausbaus und der Errichtung von Nebenanalgen beziehen. Insbesondere befürchten die Konsultationsteilnehmer häufig Auswirkungen auf die Land- und Forstwirtschaft. Ebenso wird oft ein Wertverlust von Immobilien bzw. Grundstücken mit den damit einhergehenden finanziellen Auswirkungen befürchtet. Zahlreiche Konsultationsteilnehmer bringen auch die Thematik des Wirtschaftsfaktors Tourismus ein. Diese Aspekte haben für die Konsultationsteilnehmer eine hohe Bedeutung. Jedoch handelt es sich dabei ausschließlich um Aspekte, die nicht zum Prüfgegenstand einer SUP gehören. Daher wurden diese Argumente von der Bundesnetzagentur ausgewertet, konnten jedoch bei der Überprüfung des Umweltberichts nicht berücksichtigt werden. Gleichwohl nimmt die Bundesnetzagentur die eingegangenen Belange, Forderungen und Sorgen sehr ernst. Die angesprochenen Aspekte können z.t. bei den nachfolgenden Verfahren berücksichtigt werden Schutzgut Mensch Zahlreiche Stellungnahmen befassen sich im Rahmen der Konsultation mit einer möglichen Beeinträchtigung des Menschen und der menschlichen Gesundheit durch Vorhaben des Übertragungsnetzausbaus. Hierbei kommt u. a. die grundsätzliche Sorge zum Ausdruck, dass die Gesundheit beeinträchtigt werden könnte, auch wenn alle Grenzwerte eingehalten werden. Die Bürger verweisen auf das Recht auf körperliche Unversehrtheit und betonen die besondere Empfindlichkeit von bestimmten Bevölkerungsgruppen, z.b. von Kindern, Kranken oder älteren Mitbürgern. Einige Verfasser von Stellungnahmen fordern, dass dem Gesundheitsschutz oberste Priorität beizumessen sei.

22 BUNDESNETZAGENTUR KONSULTATION 17 Bei der Planung und Zulassung des Stromnetzausbaus wird die Bundesnetzagentur sorgfältig das geltende Recht zum Schutz der Menschen vor schädlichen Umweltauswirkungen anwenden. Zudem verfolgt sie weiterhin aufmerksam die wissenschaftliche Diskussion und deren Bewertung zu möglichen Wirkungen auch unterhalb der Grenzwerte. Die Ängste und Sorgen der Menschen nimmt sie dabei sehr ernst. Im Rahmen ihrer Prüfung hat die Bundesnetzagentur allerdings eine große Bandbreite der privaten und öffentlichen Interessen zu berücksichtigen, die im Rahmen dieses noch frühen Planungsstadiums relevant sind. Dies bedeutet für den Umweltbericht, dass alle maßgeblichen Schutzgüter, darunter auch die menschliche Gesundheit, gleichermaßen zu betrachten und zu bewerten sind Sonstige Schutzgüter Am zweithäufigsten befassen sich die Stellungnahmen mit den Schutzgütern Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt. Einige Stellungnahmen zum Umweltbericht thematisieren das Schutzgebietsnetzwerk Natura 2000 und bringen die Sorge möglicher Beeinträchtigungen des Netzwerkes als solches bzw. einzelner Schutzgebietsflächen zum Ausdruck. Auf dieser Ebene werden Festlegungen getroffen, die sich bei der weiteren Konkretisierung im späteren Planungsverlauf potenziell auf FFH- und Vogelschutz-Gebiete auswirken können. Demzufolge erfasst der vorliegende Umweltbericht potenzielle Betroffenheiten von Natura 2000-Gebieten durch eine dem Planungsstand angemessene Natura 2000-Abschätzung. Zahlreiche Stellungnahmen - auch zu einzelnen Vorhaben - weisen auf die mögliche Betroffenheit von Vögeln, insbesondere von Rast- und Zugvögeln, durch den Freileitungsbau, aber auch durch Erdverkabelung und den Bau sowie die Instandhaltung von Nebenanlagen hin. Der Schutz der Vögel als der vom Stromleitungsbau am stärksten betroffenen Tierartengruppe wird auf jeder Stufe des mehrstufigen Planungssystems dem Maßstab der jeweiligen Verfahrensstufe entsprechend berücksichtigt. Unmittelbare Betroffenheit einzelner Schutzgebiete, Arten oder Populationen können auf dieser Planungsebene nicht ermittelt werden, da weder die verwendete Technik noch konkrete Trassenkorridore bzw. Leitungsverläufe feststehen. Trotz der starken Betroffenheit der Avifauna ist es sachgerecht, den Vogelzug gleichfalls vorhabenbezogen auf den nachfolgenden Planungsebenen gezielt zu berücksichtigen. Einige Konsultationsteilnehmer stellen fest, dass eine Betrachtung des allgemeinen Artenschutzes und der gesetzlich geschützten Arten nicht vorgenommen worden sei. Der Bundesnetzagentur ist bewusst, dass geschützte Arten und insbesondere Vögel erheblichen Beeinträchtigungen durch den Netzausbau unterliegen können. Der Artenschutz wird jedoch auf dieser Planungsebene nicht betrachtet, weil eine adäquate Berücksichtigung eine genaue Kenntnis des Plangebietes, der vorgesehenen Technik und der darin vorkommenden Arten sowie ihrer Lebensräume voraussetzt. Einige Konsultationsteilnehmer heben positiv hervor, dass die Bundesnetzagentur den Forderungen nachgekommen ist und die Pflegezonen der Biosphärenreservate - wie die Kernzone - in die Empfindlichkeitskategorie hoch eingestuft hat. Einige Stellungnahmen thematisierten das Schutzgut Landschaft. Zentral wurden hier die Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes, des Orts- bzw. Stadtbildes und der (Nah-) Erholungsmöglichkeiten befürchtet. Die Auswirkungen auf die Landschaft und damit auf das Landschaftsbild werden, beginnend mit der SUP zum Bundesbedarfsplan, in immer tieferer Detailschärfe in den weiteren Verfahren unter-

23 18 NETZAUSBAU 2013 sucht. Da der Raumbezug auf den späteren Planungsstufen konkreter ist, können dort auch Auswirkungen auf das Schutzgut Landschaft besser betrachtet werden. Vorbelastungen der jeweiligen Landschaften werden ermittelt und es wird geprüft, ob die Umgehung von empfindlichen Landschaftsräumen und eine landschaftsgerechte Trassenwahl möglich und vernünftig sind oder zu weiteren Belastungen führen. Auch die Beurteilung, ob sich eine Bündelung mit anderen Leitungen oder Infrastruktureinrichtungen positiv oder negativ darstellt, kann auf diesen Planungsebenen erfolgen. Im Rahmen der Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung sind auch Vorschläge für weitere Kriterien geäußert worden. Unter anderem kritisierten einige Konsultationsteilnehmer, dass kein höherer Schutzanspruch für Wälder erhoben werde. Die Bundesnetzagentur erkennt die starke Betroffenheit von Wäldern durch den Netzausbau an und ist sich der Tatsache bewusst, dass es schutzwürdige Wälder gibt, die auf dieser Ebene nicht erfasst werden, da sie z.b. nicht (vollständig) durch andere Schutzkategorien wie FFH-Gebiete, Nationalparke oder Biosphärenreservate mit einbezogen werden. Ein Kriterium Wald kann für die SUP auf dieser Ebene jedoch zum jetzigen Zeitpunkt nicht aufgenommen werden. Die für die SUP notwendigen bundesweit einheitlich verfügbaren Daten zum Thema Wald wurden aus bundesweiten Quellen herangezogen und ausgewertet, haben sich jedoch bei näherer Betrachtung als nur sehr eingeschränkt nutzbar erwiesen. Eine naturschutzfachliche Bewertung der Flächen ist demnach nicht möglich. Im Übrigen werden Waldschutzgebiete auf Landesebene jeweils unterschiedlich ausgewiesen. Bis ein inhaltlich einheitlicher Datensatz hierzu vorliegt, können auf nachfolgenden Planungsebenen ggf. die in den Bundesländern vorliegenden Daten zu Schutzwäldern eingestellt werden Alternativenprüfung Im Rahmen der Beteiligung wird durchweg positiv hervorgehoben, dass im Umweltbericht eine deutliche erweiterte Alternativenprüfung enthalten ist. Es sei zu begrüßen, dass die Bundesnetzagentur die im letzten Jahr geäußerte Kritik ernst nehme. Dies sei insbesondere für die Akzeptanz des Stromnetzausbaus in der Bevölkerung besonders wichtig. Einige Stellungnahmen fordern eine noch weitergehende, nicht ausschließlich auf Umweltaspekte bezogene Prüfung. Es seien die energiewirtschaftlich sinnvollen, technisch machbaren und möglichst raumund umweltverträglichen Alternativen zu finden. Die Bundesnetzagentur hat eine umfangreiche Alternativenprüfung vorgenommen. Diese Prüfung ist allerdings in dem gesetzlich vorgegebenen Rahmen vorzunehmen. Grundsätzlich bezieht sich die SUP - auch hinsichtlich der Prüfung von Alternativen auf die voraussichtlichen erheblichen Auswirkungen auf die Schutzgüter des UVPG, also ausschließlich auf Umweltaspekte. Teilweise wird bemängelt, dass keine Alternativenprüfung für Standorte von Nebenanlagen (z.b. Konverter) und eine Betrachtung der damit einhergehenden Umweltrisiken stattgefunden habe. Hier ist darauf hinzuweisen, dass die Festlegung der Standorte für Nebenanlagen nicht im Rahmen der Bedarfsfeststellung erfolgt. Die möglichen Umweltauswirkungen, die von einer Nebenanlage wie einem Konverter grundsätzlich ausgehen können, sind im Umweltbericht dargestellt Offshore Im Umweltbericht 2013 werden erstmalig durch die Einführung des O-NEP 2013 auch der Bereich des Küstenmeeres und somit die Umweltauswirkungen von Anbindungsleitungen betrachtet. Es wird mehr-

24 BUNDESNETZAGENTUR KONSULTATION 19 fach positiv hervorgehoben, dass die Bundesnetzagentur alternative Anbindungszuordnungen untersucht hat. Ebenso wird die Ermittlung und Beschreibung der unterschiedlichen technischen Ausführungen in der Ostsee begrüßt. Zum Teil wird im Rahmen der Konsultation gefordert, dass eine stärkere Vermaschung zwischen den Windparks sowie den Windpark-Clustern als Alternative zu prüfen sei. Dieser Forderung kann nicht nachgekommen werden. Die Bundesnetzagentur erachtet Querverbindungen nicht als gesetzlichen Bestandteil des O-NEP 2013 und somit nicht als Prüfgegenstand dieser Planungsstufe. Einige Stellungnehmer fordern, dass Bereiche mit hohem Hartsubstratanteil in ihrer Empfindlichkeit gegenüber Seekabeln als hoch und nicht wie bisher als mittel einzustufen seien. Die Bundesnetzagentur ist sich bewusst, dass der Meeresgrund als Teil des Ökosystems eine weitreichende Funktion hat und über nationales Recht - u.a. im Wasserhaushaltsgesetz - geschützt ist. Trotzdem kann nach einer eingehenden erneuten Überprüfung der Kriterienzuordnung den Forderungen der Stellungnehmer, die Bereiche mit hohem Hartsubstratanteil in die Empfindlichkeitsklasse hoch einzustufen, nicht gefolgt werden. Das ausgewählte Kriterium wird im Rahmen des Schutzgutes Boden berücksichtigt, da durch veränderte Verlegemethoden erhöhte Eingriffe in den Meeresgrund zu erwarten sind.

25 20 NETZAUSBAU 2013 C Bestätigung des Netzentwicklungsplans Strom 2013 Methodik Mit dem NEP wird nach 12b Abs. 1 EnWG ermittelt, welcher Netzausbaubedarf in den kommenden zehn bzw. zwanzig Jahren notwendig sein wird. Die Bestimmung des erforderlichen Netzausbaubedarfs im Übertragungsnetz richtet sich nach der zu erwartenden Netzbelastung. Netzbereiche mit gleichbleibender oder geringerer Netzbelastung müssen nicht erweitert werden. Hier besteht kein Bedarf für eine Erhöhung der Transportfähigkeit. Netzbereiche mit einem hohen Transportbedarf, welcher die gegenwärtigen Transportkapazitäten überschreitet, müssen dagegen bedarfsgerecht erweitert oder ausgebaut werden. Maßgeblich für die Netzbelastung und damit für den Netzausbaubedarf sind die Einspeisungen in das und die Entnahmen aus dem Übertragungsnetz in den betrachteten Zieljahren 2023 und Diese Aufgabe wird mit Hilfe eines mehrstufigen Entwicklungsprozesses gelöst, der sich jährlich wiederholt und der im Folgenden skizziert wird. 1.1 Szenariorahmen Die Feststellung des notwendigen Netzausbaubedarfs beginnt mit der Erstellung des Szenariorahmens. Der Szenariorahmen beschreibt unterschiedliche Entwicklungspfade (Szenarien) der Stromerzeugungskapazitäten und des Stromverbrauchs in zehn Jahren. In einem Szenario wird darüber hinaus die Entwicklung in zwanzig Jahren betrachtet. Das Szenario A geht von einem moderaten Anstieg der Erneuerbaren Energien und einer durch Kohleverstromung geprägten konventionellen Erzeugung aus. Szenario B beinhaltet einen mittleren Ausbau der Erneuerbaren Energien, der sich an den real beobachteten Zubauraten orientiert sowie eine im Vergleich zu Szenario A stärker auf Gas als Primärenergieträger gestützte konventionelle Erzeugung. Im Szenario C wird ein besonders hoher Anteil an Strom aus Windkraft angenommen, der auf Zieldaten der Bundesländer zum Ausbau der Erneuerbaren Energien beruht. Das Szenario B wird aufgrund seiner ausgewogenen Mittelstellung in der Entwicklung als Leitszenario für die weitere Netzberechnung verwendet, da es aus heutiger Sicht den wahrscheinlichsten Entwicklungspfad darstellt. Gleichwohl hat die Bundesnetzagentur den aus den gesetzlich vorgesehenen Szenarien abgeleiteten Netzentwicklungsbedarf einer Alternativenprüfung unterzogen. Die Wahl des Szenarios, welches dem Bundesbedarfsplan zu Grunde gelegt wird, ist eine zentrale Weichenstellung im Rahmen der Netzentwicklungs- und Bundesbedarfsplanung, da sich aus den unterschiedlichen Szenarien des genehmigten Szenariorahmens auch unterschiedliche Netzentwicklungsbedarfe ableiten lassen.

26 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG NEP STROM Regionalisierung Der Szenariorahmen legt bundesweit aggregierte und nach Energieträgern aufgegliederte Daten zur Erzeugungsleistung, zum Energieverbrauch und zur Jahreshöchstlast fest. Im Rahmen der Modellierung des zukünftigen Stromtransports ist eine regionale Auflösung erforderlich, um zu ermitteln, wo sich welche Belastungen in den Betriebsmitteln des Übertragungsnetzes im Jahre 2023 bzw einstellen. Hier werden, soweit vorhanden, konkrete Standortdaten, insbesondere bei den kleineren und schnell zu errichtenden Erneuerbaren Erzeugern aber auch Prognoseverfahren genutzt, um eine Zuordnung zu den einzelnen Knoten zu ermöglichen. 1.3 Marktmodellierung Nach der erfolgten regionalen Zuordnung auf einzelne Netzknoten des Übertragungsnetzes wird im dritten Schritt die Einspeisung der Erzeuger in das Stromnetz zur Deckung der künftigen Nachfrage ermittelt. Dieser Schritt ist erforderlich, um die Höhe des Transportbedarfs und die dadurch entstehenden Anforderungen an das in zehn Jahren benötigte Netz abschätzen zu können. Die gewählte Modellierung des Strommarktes (Marktmodell) basiert auf einer Methodik des Instituts und Lehrstuhls für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen. Hierbei wird ein Ansatz gewählt, der die optimale Fahrweise zur Erbringung der erforderlichen Strommengen durch einen Kraftwerkspark unter Berücksichtigung von grenzüberschreitendem Stromhandel und Speichereinsatz ermittelt. Diese Methodik wurde über Jahre entwickelt, stellt den Stand der Wissenschaft dar und ist umfangreich öffentlich dokumentiert. Die Methode muss dabei mit Prämissen arbeiten. Dazu gehören u.a. die zur Verfügung stehenden grenzüberschreitenden Transportkapazitäten, die Brennstoffkosten, die CO 2-Preise, sowie die europaweit zu erwartende Nachfrage nach Strom. Sowohl im Hinblick auf die Produktion der Erneuerbaren Energien, als auch im Hinblick auf die in bestimmten Situationen zu erwartende Nachfrage wird ein historisches Wetterjahr zu Grunde gelegt. Das Ergebnis der Marktsimulation ist ein stunden- und netzknotenscharfes Modell, an welchen Orten im Jahre 2023 bzw zu welchen Zeitpunkten wie viel Strom produziert und verbraucht bzw. importiert oder exportiert wird. Damit ist die vom Netz zu bewältigende Transportaufgabe beschrieben. 1.4 Netzplanung Aus dem Zusammenspiel der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien, aus konventionellen Kraftwerken und der Verbraucherlast ergeben sich die Netzbelastungen für alle Stunden der betrachteten Jahre 2023 und Aus den ermittelten Netzbelastungen wird dann der Netzentwicklungsbedarf abgeleitet. Hierbei werden stationäre Netzanalysen (Lastflussberechnungen) sowie Stabilitätsuntersuchungen durchgeführt. Ausgangspunkt der Planung ist das sog. Startnetz. Das Startnetz besteht aus dem heute vorhandenen Übertragungsnetz. Es wird ergänzt durch bereits in weit fortgeschrittenen Planungsstadien oder im Bau befindliche Maßnahmen, bei denen der energiewirtschaftliche Bedarf (insbesondere durch das EnLAG oder durch einen Planfeststellungsbeschluss) festgestellt ist sowie den bestehenden Anbindungsverpflichtungen. Maßnahmen, deren Bedarf durch das BBPlG festgestellt wurde, unterliegen einer erneuten

27 22 NETZAUSBAU 2013 Prüfung, da im Sinne des Gesetzgebers eine regelmäßige Überprüfung der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit unter Berücksichtigung von ausreichender Planungssicherheit erreicht werden soll. Technisch orientiert sich die Ausbauplanung an den Planungsgrundsätzen der Übertragungsnetzbetreiber. Diese basieren auf den europaweit anerkannten Regelungen des Transmission Code 2007 und berücksichtigen die derzeit geltenden gesetzlichen und anerkannten fachlichen Anforderungen an den Netzbetrieb und die Netzplanung in Deutschland. So wird unter anderem die Sicherstellung des uneingeschränkten Netzbetriebs auch bei Ausfall einzelner Betriebsmittel (sog. (n-1)-sicherheit) für einen ordnungsgemäßen Netzausbau verlangt. Darüber hinaus erfolgt die Netzausbauplanung grundsätzlich nach dem NOVA-Prinzip (Netzoptimierung vor Verstärkung vor Ausbau). Das heißt, dass die Übertragungsnetzbetreiber zunächst Optimierungsmaßnahmen ergreifen müssen, also beispielsweise durch Schalthandlungen eine optimierte Netztopologie herbeiführen. Erst wenn das Optimierungspotential erschöpft ist, werden netzverstärkende Maßnahmen ergriffen, z.b. der Austausch einer 220kV-Beseilung gegen eine 380kV-Beseilung. Wenn auch dieses Verstärkungspotential ausgeschöpft ist, sind Netzausbaumaßnahmen zulässig, also z. B. der Neubau von Höchstspannungsleitungen. Die in der Vergangenheit als Sicherheitsreserve zur Verfügung stehenden Instrumente zur Flexibilität im Netzbetrieb (z.b. Redispatch) werden nicht berücksichtigt, da durch Ausnutzung dieser Instrumente im Rahmen der Netzplanung der spätere Betrieb folglich eingeschränkt würde, mit schwer vorherzusehenden Folgen für die hohe Zuverlässigkeit der deutschen Energieversorgungsinfrastruktur. Das aus diesen Netzberechnungen resultierende Ergebnis stellt den notwendigen Netzausbaubedarf in zehn beziehungsweise zwanzig Jahren dar, welcher von den Übertragungsnetzbetreibern im NEP gemäß 12b EnWG aufbereitet wird. 2. Prüfung Im Folgenden werden die jeweiligen Bewertungsmaßstäbe kurz erläutert: 2.1 Streckenmaßnahmen Die Bundesnetzagentur bestätigt - unter Berücksichtigung der Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung - alle energiewirtschaftlich notwendigen Maßnahmen, die sich als wirksam und erforderlich für den sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb herausstellen werden. Dabei sind sowohl der Unsicherheit einer Prognose über die künftige Entwicklung Rechnung zu tragen, als auch das Ziel zu wahren, mit dem NEP zwar alle wirksamen und erforderlichen Maßnahmen, aber eben auch nur diese zu bestätigen. Eine Maßnahme, für welche derzeit die Wirksamkeit und Erforderlichkeit nicht festgestellt werden kann, kann durchaus in künftigen Jahren auf Grund veränderter Rahmenbedingungen als wirksam und erforderlich anzusehen sein. Bei einigen Maßnahmen haben die Übertragungsnetzbetreiber auch eine räumliche Alternative ausgewiesen. Falls die Maßnahme an sich bestätigungsfähig ist, werden diese Alternativen demselben Prüfkanon unterzogen wie die eigentliche Maßnahme. Je nach Befund über die grundsätzliche Bestätigungsfä-

28 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG NEP STROM higkeit wird dann wahlweise die Maßnahme oder ihre Alternative als derzeit bestätigungsfähig ausgewiesen Wirksamkeit Unter dem Stichwort Wirksamkeit wird geprüft, ob eine Maßnahme geeignet und notwendig ist, ein Problem zu lösen, das sich in der modellierten Situation im Netz des Jahres 2023 ergäbe. Für eine Maßnahme ergibt sich die Wirksamkeit, wenn sie den (n-1) sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes sicher stellt und technisch keine weniger aufwändigen Lösungen zur Verfügung stehen oder unverhältnismäßigen Aufwand zur Behebung von Überlastungen in unterlagerten Netzebenen vermeidet oder zu einer gewollten Erhöhung der grenzüberschreitenden Transportkapazität führt oder ungewollte physikalische Ringflüsse über das europäische Ausland merklich reduziert. Zur Überprüfung der Wirksamkeit einer Maßnahme wurde untersucht, inwieweit der sichere Netzbetrieb mit und ohne diese Maßnahme möglich ist. Dazu wurde die Maßnahme in einem Netzmodell zunächst entfernt bzw. abgeschaltet und eine Ausfallrechnung durchgeführt (Grundlastfluss und (n-1)). Anschließend wurde die zu überprüfende Maßnahme eingeschaltet und die Ausfallrechnung mit der Maßnahme (Grundlastfluss und (n-1)) durchgeführt. Beide Situationen wurden auf unzulässige Betriebszustände und Überlastungen hin überprüft. Wurde festgestellt, dass die zu überprüfende Maßnahme die Anzahl der Überlastungen und unzulässigen Betriebszustände reduziert - oder sogar komplett behebt, wurde die Maßnahme als wirksam bewertet. Dabei ist es entsprechend der Planungsgrundsätze ausreichend, wenn die überlastvermeidende Wirkung nur in einer spezifischen Belastungs- oder Nutzungssituation, d. h. in einem so genannten Netznutzungsfall auftritt. Einige Maßnahmen begründen sich durch Überlastung der unterlagerten Netzebenen. Daher ist eine typische Wirksamkeitsprüfung durch Ausfallrechnungen (Grundfall und (n-1)) im Übertragungsnetz in diesen Fällen nicht zielführend. Mangels Überlastung des Übertragungsnetzes ergäbe sich typischerweise der Befund, dass die Maßnahme keine Überlastung behebt und deshalb nicht als wirksam bezeichnet werden könnte. Daher wurden zur Wirksamkeitsprüfung dieser Maßnahmen teilweise Netzdaten der unterlagerten (110kV-) Netze untersucht bzw. weitere Indikatoren zur Bewertung herangezogen, um festzustellen, ob die Maßnahme Überlastungen der unterlagerten Netze behebt. In vielen Fällen könnte die Überlastung im unterlagerten Netz selbst nur mit unverhältnismäßig großem Aufwand behoben werden. Zur Prüfung der Maßnahmen mit grenzüberschreitendem Nutzen wurden neben externen Gutachten auch Analysen der Übertragungsnetzbetreiber zum EU-weiten Netzentwicklungsplan (TYNDP 2012) hinzugezogen. Diese beinhalten konkrete Nutzenanalysen und stellen die Maßnahmen und ihren Nutzen im europäischen Kontext dar. Die Wirksamkeit von Maßnahmen in Bezug auf Ringflüsse wird nicht durch (n-1)-ausfallrechnungen, sondern durch Lastflusssimulationen geprüft.

29 24 NETZAUSBAU Erforderlichkeit Bei der Prüfung der Erforderlichkeit einer Maßnahme hat sich die Bundesnetzagentur von weiteren Erwägungen leiten lassen, welche über die von den Übertragungsnetzbetreibern zugrunde gelegten Planungskriterien hinausgehen. Angesichts der bestehenden Unwägbarkeiten reicht eine Prüfung der Wirksamkeit nicht aus, um die Verhältnismäßigkeit zu wahren und den Auftrag der Bundesnetzagentur zu erfüllen, eine hinreichende Basis für eine parlamentarische Bestätigung des Ausbaubedarfs in Form eines Gesetzes zu schaffen. Die zu bestätigenden Maßnahmen müssen deshalb zusätzlich eine hinreichende Robustheit aufweisen, also auch unter verschiedensten Bedingungen einen hinreichenden Nutzen generieren. Allerdings sollte die Auslastungsgrenze nicht zu hoch gewählt werden, um im späteren Netzbetrieb auch bei betriebsbedingten Abschaltungen oder anderen Vorkommnissen für den Fehlerfall gerüstet zu sein. Im Ergebnis erscheint als Robustheitsindikator eine Auslastung einer Leitung im Bereich von 20 % als angemessen. Eine solche Auslastung indiziert einen Grenzbereich, weil unterhalb einer Auslastung von 20 % technisch gesehen auch eine 110 kv-leitung zur Bewältigung des Transportbedarfs in Frage kommt Sonstige Erwägungen Über die Kriterien Wirksamkeit und Erforderlichkeit hinaus gibt es weitere Aspekte, die bei der Bestätigungsfähigkeit betrachtet werden können. Dabei geht es nicht darum, einen strengeren Prüfungsmaßstab anzusetzen, sondern der Öffentlichkeit möglichst transparent darzustellen, welchen Einfluss die zu untersuchenden Maßnahmen haben. Dabei ist der Einfluss der Maßnahme auf das umgebende Netz zu betrachten. Der Neubau von Leitungen, Netzverstärkungen, Änderungen von Leitungsparametern und Optimierungsmaßnahmen haben in der Regel einen Einfluss auf das umgebende Netz. Sie können sowohl be- als auch entlastend wirken. Natürlich sollte eine Maßnahme immer für eine Entlastung von Netzelementen sorgen, aber oft geht der entlastende Effekt einher mit der stärkeren Belastung von anderen Netzelementen. Beispielsweise ist zu erwarten, dass die Zubringerleitungen zu den Anfangs- und Endpunkten der HGÜ-Korridore stärker belastet werden. Netzplanung sollte also möglichst so gestaltet sein, dass die Entlastungen möglichst groß und die Belastungen möglichst klein sind. Neben der Auslastung einer Maßnahme, welche die Erforderlichkeit im Rahmen der Prüfung belegt, ist für die kontinuierliche Notwendigkeit der Maßnahme ein weiteres Indiz, ob die Maßnahme unter veränderten Rahmenbedingungen auch relevant ist. Hinweise dazu geben zum einen die von den Übertragungsnetzbetreibern durchgeführten Sensitivitätsbetrachtungen, deren Durchführung von der Bundesnetzagentur mit der Genehmigung des Szenariorahmens zum NEP Strom 2013 auferlegt und deren Ergebnisse der Öffentlichkeit zum vorgelegt wurden. Ebenso wie die Sensitivitätsbetrachtungen stellen auch die Szenarien A 2023 und C 2023 ein Indiz dafür dar, wie robust die Maßnahmen unter veränderten Rahmenbedingungen sind. Maßnahmen, die von den Übertragungsnetzbetreibern als zu beobachtend klassifiziert wurden (S. 18 sowie Tabelle auf S. 110 ff. des 2. Entwurf des NEP Strom 2013 der Übertragungsnetzbetreiber), werden anders als im Entwurf der Bestätigung bis auf zwei Ausnahmen nicht bestätigt. Gesetzlich ist eine derar-

30 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG NEP STROM tige Unterteilung der Maßnahmen in vordringlich und zu beobachtend nicht vorgesehen und seitens der Übertragungsnetzbetreiber wurde auch nicht dargelegt, welche Kriterien der Einteilung zugrunde liegen. Die Übertragungsnetzbetreiber gehen selbst davon aus, dass die zu beobachtenden Maßnahmen im Lichte der energiewirtschaftlichen und politischen Entwicklung in den folgenden Netzentwicklungsplänen weiter genau beobachtet und jeweils neu bewertet werden (S. 18 des 2. Entwurfs des NEP Strom 2013 der Übertragungsnetzbetreiber). Daher sieht die Bundesnetzagentur in Anbetracht der aktuellen politischen Entwicklung, insbesondere der bevorstehenden Novellierung des EEG, bei der mit hinreichender Wahrscheinlichkeit von einer Anpassung der Ausbauziele der Erneuerbaren Energien ausgegangen werden muss, bis auf zwei Ausnahmen von einer Bestätigung der zu beobachtenden Maßnahmen im diesjährigen Prozess ab. Aus Sicht der Bundesnetzagentur ist es angemessen, nur die Maßnahmen zu bestätigen, von deren nachhaltiger Erforderlichkeit die Übertragungsnetzbetreiber auch selbst überzeugt sind. Hiermit kommt die Bundesnetzagentur auch der Forderung einiger Konsultationsteilnehmer nach, die Prüfung so durchzuführen, dass die größtmögliche Robustheit der Maßnahmen gewährleistet ist. Dieses Vorgehen ist gerechtfertigt, da durch die sich abzeichnende Neuausrichtung der energiepolitischen Ziele der Bundesregierung beim Ausbau der Erneuerbaren Energien der dem NEP Strom 2013 zu Grunde gelegte Szenariorahmen, der sich an den bisherigen energiepolitischen Zielen der Bundesregierung orientiert hat, nicht mehr in vollem Umfang den sich abzeichnenden Veränderungen Rechnung trägt. Zwar fließen neue energiepolitische Ziel einer kommenden Bundesregierung erst in den im Jahre 2014 zu bestätigenden Szenariorahmen für den NEP 2025 ein. Das heißt aber nicht, dass die generelle Wertung, den Ausbau der Erneuerbaren Energien in einen etwas moderateren Zeitpfad bringen zu wollen, nicht in die Abwägungsentscheidung bei denjenigen Maßnahmen mit einfließen kann, deren kurzfristiger und vordringlicher Realisierungsbedarf wie hier auf Grund der eigenen Einschätzung der Übertragungsnetzbetreiber- ohnehin zweifelhaft ist. 2.2 Gesamtplan Der vorgestellten Prüfung der Einzelmaßnahmen auf Wirksamkeit und Erforderlichkeit ist die Prüfung des Gesamtkonzepts zur Seite zu stellen, in der Auswahl und Umfang der im NEP Strom 2013 ausgewiesenen Übertragungstechnologien überprüft werden. Der NEP Strom 2013 stellt einen Bedarf an Übertragung großer Leistungen über weite Strecken fest. Dieser soll durch HGÜ-Korridore und flankierende Maßnahmen gedeckt werden. Hierfür wurde von den Übertragungsnetzbetreibern ein Gesamtkonzept mit vier HGÜ-Korridoren, die insgesamt acht Maßnahmen beinhalten, zusammen mit den zusätzlich notwendigen Maßnahmen im Drehstromnetz als Gesamtplan vorgeschlagen. Für den NEP Strom 2013 hat sich die Bundesnetzagentur entschieden, bei ihrer Prüfung das Hauptaugenmerk auf die Veränderungen der Planungsgrundlagen zu legen und die sich entsprechenden Veränderungen im Transportbedarf zu betrachten. Hier spielt der Aspekt der Robustheit oder Beständigkeit des Gesamtplans gegenüber etwaigen Veränderungen im Szenariorahmen eine gewichtigere Rolle als im vergangenen Jahr. Es wurde betrachtet, ob das für den NEP Strom 2012 bestätigte Gesamtkonzept bestehend aus den einzelnen Maßnahmen, den Veränderungen, welche sich aus dem Szenariorahmen für den NEP Strom 2013 ergeben, weiterhin tragfähig ist. Hierfür wurde als Indikator die Auslastung für sämtli-

31 26 NETZAUSBAU 2013 che Leitungen des deutschen Übertragungsnetzes in allen Stunden des Jahres ermittelt. Aus diesen stündlichen Leitungsauslastungen wurden zum einen die maximal in einem Jahr auftretenden sowie die durchschnittlichen Leitungsauslastungen berechnet und graphisch dargestellt. Des Weiteren wird die Anzahl aller im Mittel und im Maximum über 70 % ausgelasteten Leitungen angegeben, da eine Auslastung von 70 % im Grundfall allgemein als obere Grenze zu einer kritischen Leitungsauslastung angesehen wird. Um eine Aussage über die Robustheit des bestätigten Übertragungsnetzes für 2023 zu erzielen, werden die oben genannten Indikatoren für drei verschiedene topologische Zustände des Übertragungsnetzes im Zieljahr betrachtet Startnetz Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber des NEP Strom 2013 (Szenario B 2023) Zielnetz der Bestätigung NEP Strom 2013 (Szenario B 2023) Mit Hilfe dieser Berechnung wird eine Aussage über die Angemessenheit des vorgelegten Gesamtplanes und des von der Bundesnetzagentur zur Konsultation gestellten Netzes möglich. 2.3 Punktmaßnahmen Bei sogenannten Punktmaßnahmen handelt es sich um den Ausbau oder den Neubau von Umspannwerken, die sich auf die Aufnahme- und Übertragungsfähigkeit der Netze auswirken können. Die Übertragungsnetzbetreiber unterscheiden im zweiten Entwurf des NEP Strom 2013 zwischen horizontalen Maßnahmen, die ihre Ursache in Bedarfen des Übertragungsnetzes haben und vertikalen Maßnahmen, die ihre Ursache in Bedarfen des unterlagerten Verteilungsnetzes haben. Es wurden insbesondere der Neubau und die Erweiterung von Schaltanlagen, die Aufnahme neuer Transformatoren in bestehenden Anlagen, die Installation von Phasenschiebertransformatoren und die Aufstellung von Kondensatoren von den Übertragungsnetzbetreibern als erforderliche Maßnahmen identifiziert. Im Gegensatz zu den ansonsten aufgeführten Netzausbaumaßnahmen, die einen Übertragungsbedarf zwischen zwei Netzknoten abbilden und auch durch die Bundesnetzagentur berechnet und damit überprüft werden können, betreffen Punktmaßnahmen die Erweiterung einzelner Netzbestandteile, die zumeist auf Ausbaubegehren unterlagerter Verteilernetzbetreiber zurückgehen. Diese Punktmaßnahmen werden auf ihre Nachvollziehbarkeit hin plausibilisiert. Sofern die Begründungen der einzelnen Maßnahmen nachvollzogen werden konnten und für diese in sich stimmige Annahmen zugrunde gelegt wurden, wurden diese als schlüssig bewertet oder, falls dem zweiten Entwurf des NEP Strom 2013 keine ausreichende Begründung zu entnehmen war, als nicht schlüssig. Diese Einschätzungen stehen einer Bestätigung gem. 12c EnWG nicht gleich. 3. Ergebnisse Von den im zweiten Entwurf des NEP Strom 2013 ausgewiesenen insgesamt 90 Netzausbau- und Netzverstärkungsmaßnahmen werden 56 Streckenmaßnahmen durch die Bundesnetzagentur bestätigt. Die Maßnahmen aus dem Bundesbedarfsplangesetz, in welchem die bestätigten Maßnahmen aus dem Vorgänger-NEP Strom 2012 übernommen wurden, erweisen sich dabei aus heutiger Sicht bis auf ganz wenige Ausnahmen wieder als bestätigungsfähig. Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur, neben der

32 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG NEP STROM Wirksamkeit der Maßnahmen zusätzlich auch auf die Robustheit der Maßnahmen zu setzen, hat sich damit als richtig erwiesen. Dabei führt der große zukünftige Nord-Süd-Transportbedarf erneut zu einer Bestätigungsfähigkeit der bereits im vergangenen NEP Strom 2012 für notwendig befundenen HGÜ-Korridore A (Emden Philippsburg), C (Maßnahmen Brunsbüttel-Großgartach und Wilster-Grafenrheinfeld) und D (Lauchstädt- Meitingen). Wiederum bislang nicht nachvollzogen werden können die Notwendigkeit des HGÜ- Korridors B (Wehrendorf-Urberach) und die Notwendigkeit der dritten Maßnahme des Korridors C (Kreis Segeberg Goldshöfe). Auch die Notwendigkeit der im NEP Strom 2013 erstmalig beantragten zweiten Maßnahme des Korridors D (Lauchstädt-Meitingen) ist für die Bundesnetzagentur derzeit nicht ersichtlich. Im Vergleich zum NEP Strom 2012 haben die Übertragungsnetzbetreiber 20 Maßnahmen zusätzlich beantragt. Dabei handelt es sich ausschließlich um Netzverstärkungen nach dem NOVA-Prinzip. Im Vergleich zu den Vorjahresergebnissen sind nach der gegenwärtigen Einschätzung der Bundesnetzagentur daher wesentlich mehr Netzverstärkungen in vorhandener Trasse als bestätigungsfähig einzustufen. Dies macht deutlich, dass zunächst grundsätzlich die Möglichkeiten zu Netzverstärkungen oder - optimierungen ausgeschöpft werden, bevor der Neubau von Stromtrassen in Betracht kommt.

33 28 NETZAUSBAU Gesamtplan NEP Strom 2013 Abbildung 8: Bestätigte Streckenmaßnahmen NEP Strom B2023

34 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG NEP STROM Übersicht Streckenmaßnahmen Bestätigte Streckenmaßnahmen Name des Projekts/Vorhabens und der darin enthaltenen Maßnahme Art Angestrebtes Inbetriebnahmejahr Korr. A A01: HGÜ-Verbindung Emden/Ost Osterath DC-Netzausbau Korr. A A02: HGÜ-Verbindung Osterath Philippsburg DC-Netzausbau und Umstellung von AC auf DC 2018 Korr. C C05: Brunsbüttel Großgartach DC-Netzausbau Korr. C C06 modifiziert: Wilster Raum Grafenrheinfeld DC- Netzverstärkung und -ausbau Korr. D D09: Lauchstädt Meitingen DC-Netzausbau P20 M69: Emden/Ost Halbemond Netzausbau 2018 P21 M51a: Conneforde Cloppenburg/Ost Netzverstärkung 2018 P21 M51b: Cloppenburg/Ost Merzen Netzausbau 2018 P23 M20: Dollern nach Elsfleth/West Netzverstärkung 2018 P24 M71: Stade Sottrum Netzverstärkung P24 M72: Sottrum Wechold Netzverstärkung 2017 P24 M73: Wechold Landesbergen Netzverstärkung 2017 P25 M42: Barlt Heide Netzausbau 2016 P25 M42a: Brunsbüttel Barlt Netzausbau 2015 P25 M43: Heide Husum Netzausbau 2018 P25 M44: Husum Niebüll Netzausbau 2019 P25 M45: Niebüll Grenze Dänemark Netzausbau 2021 P30 M61: Hamm/Uentrop Kruckel Netzverstärkung 2018 P33 M24a: Wolmirstedt Helmstedt Wahle Netzverstärkung P34 M22a: Perleberg Wolmirstedt Netzverstärkung 2020

35 30 NETZAUSBAU 2013 Name des Projekts/Vorhabens und der darin enthaltenen Maßnahme P34 M22b: Güstrow Perleberg Netzverstärkung 2020 Art Angestrebtes Inbetriebnahmejahr P36 M21: Bertikow Pasewalk Netzverstärkung 2018 P37 P37 M25a: Vieselbach PSW Talsperre Schmalwasser (Sonneborn) M25b: PSW Talsperre Schmalwasser (Sonneborn) Mecklar Netzverstärkung Netzverstärkung P38 M27: Pulgar Vieselbach Netzverstärkung 2020 P39 M29: Röhrsdorf Remptendorf Netzverstärkung 2021 P41 M57: Punkt Metternich Niederstedem Netzverstärkung P43 M74: Mecklar Raum Grafenrheinfeld Netzausbau 2017 P46 M56: Redwitz Mechlenreuth Etzenricht Schwandorf Netzverstärkung 2017 P47 M31: Weinheim Daxlanden Netzverstärkung 2018 P47 M32: Weinheim G380 Netzverstärkung 2018 P47 M33: G380 Altlusheim Netzverstärkung 2018 P47 M34: Altlusheim Daxlanden Netzverstärkung 2018 P47 M60: Urberach Pfungstadt Weinheim Netzausbau 2018 P48 M38a: Raum Grafenrheinfeld Kupferzell Netzverstärkung 2019 P48 M39: Kupferzell Großgartach Netzverstärkung 2019 P49 M41a: Daxlanden Bühl/Kuppenheim Eichstetten Netzverstärkung 2017 P52 M59: Herbertingen Tiengen Netzverstärkung 2020 P52 M93: Punkt Rommelsbach Herbertingen Netzverstärkung 2018 P52 M94b: Punkt Neuravensburg Punkt Sigmarszell/Bundesgrenze (AT) Netzverstärkung 2020 P52 M95: Punkt Wullenstetten Punkt Niederwangen Netzverstärkung 2020

36 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG NEP STROM Name des Projekts/Vorhabens und der darin enthaltenen Maßnahme P61 M100: Abzweig Parchim/Süd Netzverstärkung 2014 Art Angestrebtes Inbetriebnahmejahr P64 M107 (Onshore und Offshore) Netzausbau und DC-Netzausbau P65 M98: Oberzier Punkt Bundesgrenze (BE) DC-Netzausbau 2018 P66 M101: Wilhelmshaven (Fedderwarden) Conneforde Netzausbau 2016 P67 M102: Abzweig Simbach Netzverstärkung 2015 P67 M103: Altheim Bundesgrenze Österreich Netzverstärkung 2017 P67 M104: Isar Ottenhofen Netzverstärkung 2017 P68 M108: DC-Interkonnektors Deutschland - Norwegen DC-Netzausbau 2018 P69 M105: Emden/Ost Conneforde Netzverstärkung 2017 P70 M106: Birkenfeld Mast 115A Netzausbau 2020 P72 M48: Göhl Raum Lübeck Netzausbau 2021 P72 M49: Raum Lübeck Siems Netzverstärkung 2018 P72 M50: Raum Lübeck Kreis Segeberg Netzverstärkung 2018 P74 M96: Vöhringen Bundesgrenze (AT) Netzverstärkung 2020 P74 M97: Woringen/Lachen Netzverstärkung 2020 Für die Maßnahmen P59 M75 (Bärwalde Schmölln) und P60 M99 (Förderstedt) liegt inzwischen bereits ein Planfeststellungsbeschluß vor. Sie sind damit Teil des Startnetzes geworden. Das Startnetz wird von der Bundesnetzagentur nicht geprüft, weil es nicht mehr einer Bestätigung durch den NEP bedarf. Dies wäre weder bei bereits gebauten noch bei schon planfestgestellten Vorhaben sinnvoll oder nötig.

37 32 NETZAUSBAU Nicht bestätigte Streckenmaßnahmen Name des Projekts/Vorhabens und der darin enthaltenen Maßnahme Art Angestrebtes Inbetriebnahme-jahr Korr. B B04: HGÜ-Verbindung Wehrendorf Urberach DC-Netzausbau Korr. C C06: Kreis Segeberg Goldshöfe DC-Netzverstärkung und - ausbau Korr. D D16: Lauchstädt Meitingen DC- Netzverstärkung P22 M82: Conneforde Unterweser Netzverstärkung P22 M87: Unterweser Elsfleth /West Netzverstärkung P26 M76: Büttel Wilster Netzverstärkung P26 M79: Elbekreuzung Netzverstärkung P26 M89: Wilster-Dollern Netzverstärkung P27 M52: Landesbergen Wehrendorf Netzverstärkung P33 M24b: Wolmirstedt Wahle Netzverstärkung P42 M53: Punkt Okriftel Punkt Obererlenbach Netzverstärkung 2018 P44 M28: Altenfeld/Schalkau Raum Grafenrheinfeld Netzausbau P49 M90: Daxlanden Eichstetten Netzverstärkung P50 M41: Oberjettingen Engstlatt Netzverstärkung P50 M40: Metzingen Oberjettingen Netzverstärkung P51 M37: Großgartach Endersbach Netzverstärkung 2020 P53 M54: Raitersaich - Ludersheim Netzverstärkung P53 M55: Ludersheim Sittling Isar Netzverstärkung P71 M46: Audorf Kiel Netzverstärkung P71 M47: Kiel-Göhl Netzausbau P112 M201: Pleinting, Pirach und St. Peter Netzverstärkung

38 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG NEP STROM Name des Projekts/Vorhabens und der darin enthaltenen Maßnahme Art Angestrebtes Inbetriebnahme-jahr P112 M212: Abzweig Pirach Netzverstärkung P113 M202: Krümmel Lüneburg Stadorf Netzverstärkung P113 M203: Stadorf Wahle Netzverstärkung P113 M204: Stadorf Wahle Netzverstärkung P115 M205: Bereich Mehrum Netzausbau P116 M206: Sottrum Landesberge Netzverstärkung P118 M207: Borken Mecklar Netzverstärkung P123 M208: Dresden/Süd Schmölln Netzverstärkung P124 M209: Klostermansfeld Querfurt/Nord Lauchstädt Netzverstärkung P125 M210: Hamburg/Nord Hamburg/Ost Netzverstärkung P125 M211: Krümmel Hamburg/Ost Netzausbau

39 34 NETZAUSBAU Tabellarischer Überblick Aufgrund der elektrotechnischen Befunde ergibt sich folgende Kilometer- und Maßnahmenübersicht: Tabelle 1: Übersicht Kilometer NEP 2023 Bestätigung NEP 2023 Konsultation NEP 2023 Übertragungsnetzbetreiber BBPlG (Basis NEP2022) AC-Neubau 600 km 550 km 800 km 650 km DC-Korridore km km km km DC-Neubau (Interkonnektoren) 450 km 450 km 450 km 450 km AC-Netzverstärkung km km km km AC - DC Umstellung 300 km 300 km 300 km 300 km Summe km km km km Tabelle 2: Vergleich Maßnahmenanzahl Gesamt Bestätigungsfähig Nicht bestätigungsfähig Bestätigung NEP (+2 ins Startnetz)* 32 Konsultation NEP (+2 ins Startnetz)* 18 Bestätigung NEP ( = Inhalt BBPG) 23 * Die Maßnahmen P59/M75 (Bärwalde Schmölln) und P60/M99 (Förderstedt) sind bereits planfestgestellt und gehören somit ins Startnetz, welches nicht zum Prüfungsumfang des NEP gehört. Die Ausweisung der Maßnahmen in der Tabelle erfolgt aus Gründen der Verständlichkeit und Vollständigkeit. In Tabelle 1 werden Angaben zu Kilometerlängen gemacht. Die Länge der DC-Netzverstärkung (C06 modifiziert: Wilster nach Raum Grafenrheinfeld) wird dabei nicht aufgeführt, da davon auszugehen ist, dass diese Verstärkung direkt bei der Errichtung des DC-Korridors mit berücksichtigt wird. Hierdurch ist der Unterschied der im NEP bestätigten Gesamtlänge von km zu der im überarbeiteten Umweltbericht angegebenen Gesamtlänge für das Szenario B von ca km zu erklären. Dieser berücksichtigt die planfestgestellten Maßnahmen nicht, zählt jedoch die Länge der DC-Netzverstärkung mit. Durch die Herausnahme der DC-Netzverstärkung und durch Rundungsdifferenzen erklären sich zudem die Unterschiede aus der Spalte 5 zu den letztjährig veröffentlichten Zahlen von km für den Neubau und km für die Netzverstärkungen.

40 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG NEP STROM Übersicht Punktmaßnahmen Abbildung 9: Nachvollziehbare Suchräume für Punktmaßnahmen NEP Strom B2023

41 36 NETZAUSBAU 2013 D Bestätigung des Offshore- Netzentwicklungsplans Methodik Mit dem am in Kraft getretenen novellierten Energiewirtschaftsgesetz wurde die jährliche Erstellung eines O-NEP beschlossen. Erstmalig wurde der O-NEP Anfang März dieses Jahres von den Übertragungsnetzbetreibern vorgelegt. Mit den neuen Regelungen der 17b ff. EnWG soll durch den O-NEP ein System etabliert werden, in dem die Erschließung der Nord- und Ostsee für Offshore-Windenergie mittels Anbindung sog. Cluster erfolgen soll. Bei Clustern handelt es sich um mehrere Offshore- Windparks (OWP), die räumlich benachbart liegen und die ein zusammenhängendes Gebiet bilden, so dass sie über eine sog. Sammelanbindung angebunden werden können. Die Bundesnetzagentur hat gemäß 17c Satz 1 EnWG die Übereinstimmung des NEP mit den Anforderungen nach 17b EnWG in Abstimmung mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) zu prüfen. Laut 17b Abs. 1 EnWG muss der O-NEP auf Grundlage des Szenariorahmens erstellt werden und dabei den jeweils aktuellen Bundesfachplan Offshore berücksichtigen. Ein zentraler Punkt der Prüfung des O- NEP ist die sachgerechte Wahl und Anwendung von Kriterien für die zeitliche Abfolge der Anbindungsleitungen. Diese entscheiden, in welcher Reihenfolge die Cluster für OWP in der Nord- und Ostsee erschlossen werden. Im Folgenden werden die einzelnen Schritte skizziert, die der Prüfung des O-NEP zu Grunde gelegt wurden. 1.1 Szenariorahmen / Regionalisierung Der Szenariorahmen bildet die Grundlage sowohl für den landseitigen NEP und als auch für den O-NEP und sichert eine Konsistenz zwischen den beiden Plänen. Der Szenariorahmen enthält darüber hinaus Vorgaben zur regionalen Verteilung der Offshore-Kapazitäten nach Nord- und Ostsee für die einzelnen Szenarien. Vor der Konsultation konzentrierte sich die Prüfung auf das Leitszenario B2023 des Szenariorahmens zum NEP/O-NEP Das Leitszenario B2023 verteilt die für 2023 prognostizierte Offshore- Leistung mit 12,8 GW auf die Nordsee und 1,3 GW auf die Ostsee. Die Bundesnetzagentur hat in ihrem Entwurf der Bestätigung zum O-NEP 2013 ausdrücklich um Stellungnahmen gebeten, ob und wenn ja inwieweit der am genehmigte Szenariorahmen zum NEP/O- NEP 2014 in die Bestätigung zum O-NEP 2013 mit einfließen soll. Für das Leitszenario B2024 des Szenariorahmens zum NEP/O-NEP 2014 wurde von der Bundesnetzagentur die Gesamt-Erzeugungsleistung aus Offshore-Windenergie von 12,7 GW auf 11,0 GW in der Nordsee und 1,7 GW in der Ostsee aufgeteilt. 1.2 Anbindungsplanung Um den Ausbaubedarf an Anbindungsleitungen für die Nord- und Ostsee zu ermitteln, ist neben dem Szenariorahmen das so genannte Startnetz relevant. Dies besteht aus allen bisher betriebsbereiten Offshore-Anbindungsleitungen in Nord- und Ostsee sowie aus allen Offshore-Anbindungsleitungen, die aufgrund der alten Rechtslage gebaut bzw. in Planung sind. Aus der Differenz zwischen der durch das Start-

42 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG O-NEP netz transportierbaren Leistung und der im Szenariorahmen für das Jahr 2023 prognostizierten Leistung ergibt sich die Anzahl der benötigten Anbindungsleitungen in der Nord- und der Ostsee. Eine weitere Eingangsgröße für die Erstellung des O-NEP bildet der Bundesfachplan Offshore. Im Bundesfachplan Offshore werden die Trassenkorridore für mögliche Anbindungsleitungen innerhalb der Ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland (AWZ) festgelegt und die geplanten Offshore-Anlagen, die in räumlichem Zusammenhang stehen und für Sammelanbindungen geeignet sind, zu sog. Clustern zusammengefasst. Zudem werden im Bundesfachplan Offshore die Grenzkorridore angegeben, an denen die Anbindungsleitungen die Grenze zwischen der AWZ und dem Küstenmeer überschreiten. Schließlich enthält der Bundesfachplan Offshore standardisierte Technikvorgaben und Planungsgrundsätze. 2. Prüfung Der O-NEP 2013 stellt die erste auf einen 10-Jahres-Horizont vorgenommene Planung von Anbindungsleitungen zur Erschließung von OWP für die gesamte Nord- und Ostsee Deutschlands dar. Im Gegensatz zu dem landseitigen NEP, dessen Ziel der Ausbau des Stromnetzes für eine sichere und zuverlässige Stromversorgung ist, handelt es sich bei dem O-NEP um einen Anschlussplan für Offshore-Windenergieanlagen. Daher unterscheidet sich auch die Prüfung des O-NEP von der Prüfung des NEP. Im landseitigen NEP werden im Rahmen eines 10-Jahres-Horizontes die notwendigen Maßnahmen dargestellt, um das Übertragungsnetz weiterhin sicher und zuverlässig zu betreiben. Hierfür sind sowohl Veränderungen bei der Erzeugungsstruktur als auch beim Verbrauch zu berücksichtigen. Im Gegensatz zum NEP Strom wird im O-NEP eine Anschlussplanung für Erzeugungseinheiten vorgegeben, deren erzeugte elektrische Energie an Land transportiert werden muss. Es entsteht somit eine Planung, ab welchem Zeitpunkt die Erzeugung aus Offshore-Windenergie in den Küstenregionen Deutschlands an welchen Orten eingespeist werden soll. Da in den Seegebieten kein Verbrauch im Sinne einer Abnahme der erzeugten Energie erfolgt, muss die erzeugte elektrischen Energie zu nahezu 100 % an Land transportiert werden. Die Planung der Anbindungskapazitäten folgt demnach direkt der im Szenariorahmen prognostizierten Erzeugungsleistung. Der Verbrauch von Energie spielt dabei, anders als im landseitigen NEP, keine Rolle. Ein zentraler Punkt bei der Prüfung des landseitigen NEP ist die Prüfung der Wirksamkeit einer Maßnahme. Dabei wird untersucht, ob die Maßnahme eine real gegebene Überlastungssituation oder eine Unzulänglichkeit des nicht ausgelasteten Netzes beseitigt. Im Unterschied dazu führt der Ausfall einer Anbindungsleitung zu einem OWP zunächst dazu, dass der entsprechende OWP nicht mehr ins Stromnetz einspeisen kann. Solange die fehlende Einspeisung durch andere Stromeinspeisungen kompensiert werden kann (dies ist regelmäßig der Fall), hat dies jedoch keinerlei Einfluss auf die Stabilität des Stromnetzes. Das Kriterium der Wirksamkeit, wie es im landseitigen NEP geprüft wird, hat demnach für die Prüfung des O- NEP keine Relevanz. Die Prüfung für die Bestätigung der Anbindungsleitungen erfolgt gemäß der in 17b EnWG dargestellten Kriterien:

43 38 NETZAUSBAU Prüfung der Anbindungsmaßnahmen a. Berücksichtigung des Szenariorahmens b. Berücksichtigung der Bundesfachpläne Offshore c. Technische Standardisierung d. Kriterien für die zeitliche Abfolge der Umsetzung i. Küstenentfernung Vorrang- und Eignungsgebiete ii. Erzeugungspotential iii. Geplante Inbetriebnahme der Netzanknüpfungspunkte iv. Realisierungsfortschritt der anzubindenden OWP e. Angabe von Terminen i. Verbindlicher Termin für den Beginn der Umsetzung ii. Geplanter Zeitpunkt der Fertigstellung f. Zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen 2. Schlüssigkeit der Querverbindungen Im Folgenden werden die jeweiligen Bewertungsmaßstäbe dargestellt. 2.1 Anbindungsmaßnahmen Berücksichtigung des Szenariorahmens Die Übertragungsnetzbetreiber haben die Erzeugungsleistung aus Offshore-Windenergie gemäß des genehmigten Szenariorahmens für den O-NEP 2013 übernommen. Für das Leitszenario B2023 wurde von den Übertragungsnetzbetreibern demnach die Gesamt-Erzeugungsleistung aus Offshore-Windenergie in Höhe von 14,1 GW auf 12,8 GW in der Nordsee und 1,3 GW in der Ostsee aufgeteilt. Neben der genehmigten Mantelzahl haben die Übertragungsnetzbetreiber damit auch der Vorgabe für die Regionalisierung dieser Leistung nach Nord- und Ostsee Rechnung getragen. Nach Fertigstellung des Entwurfs des O-NEP 2013 durch die Übertragungsnetzbetreiber hat die Bundesnetzagentur den Szenariorahmen für 2024 genehmigt, der insgesamt eine geringere Offshore- Erzeugungsleistung vorsieht. In der Konsultation hat die Bundesnetzagentur ausdrücklich nachgefragt, ob die veränderten Erwartungen auch schon bei der Bestätigung des O-NEP 2023 berücksichtigt werden können und sollen. Unter Berücksichtigung der Stellungnahmen hat sich die Bundesnetzagentur dazu entschieden, den Szenariorahmen für den NEP/O-NEP 2024 bei der Bestätigung mit zu berücksichtigen. Dies führt dazu, dass in der Nordsee nur vier von sechs Anbindungsleitungen bestätigt wurden Berücksichtigung der Bundesfachpläne Offshore Nach der gegenwärtigen Bewertung der Bundesnetzagentur wurden bei der Erstellung des O-NEP 2013 die Festlegungen des Bundefachplan Offshore für die Nordsee zu Grunde gelegt. In die Planung der Ostsee ist der erste Entwurf des Bundesfachplans Offshore für die Ostsee (-O) in die Planung mit eingeflossen.

44 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG O-NEP Dies gilt für die durch die Bundesfachpläne Offshore vorgenommene Clustereinteilung innerhalb der AWZ. Aber auch die Grenzkorridore, welche den Übergang von der AWZ zum Küstenmeer kennzeichnen, sind berücksichtigt Technische Standardisierung Anhand der Differenz aus prognostizierter Leistung für das Szenario B2023 gemäß des Szenariorahmens 2013 und der durch das Startnetz bereits abgedeckten Übertragungskapazität ergibt sich der Ausbaubedarf im O-NEP. Wie viele Maßnahmen sich aufgrund des Ausbaubedarfs ergeben, hängt u.a. von der Übertragungskapazität der einzelnen Maßnahmen ab. Hier sind die standardisierten Technikvorgaben innerhalb der Bundesfachpläne Offshore zu berücksichtigen. Abhängig davon, ob der Ausbau in Nord- oder Ostsee vorgesehen ist, werden unterschiedliche Anbindungskonzepte verfolgt. Die Netzanbindung erfolgt in der Nordsee laut Vorgabe des Bundesfachplans Offshore standardmäßig mittels DC-Technologie und mit einer übertragbaren Leistung von 900 MW pro Anbindungsmaßnahme. Die Übertragungsnetzbetreiber haben diese Vorgabe aus dem Bundesfachplan Offshore für die Nordsee umgesetzt. Im Vergleich zur Nordsee besitzen die zu erschließenden Cluster in der Ostsee eine geringe Entfernung zur Küste bzw. liegen näher zum entsprechenden Netzverknüpfungspunkt. Dadurch ist ein wirtschaftlicher Einsatz von AC-Technologie möglich. Im überarbeiteten Entwurf zum Bundesfachplan Offshore für die Ostsee wird eine standardisierte Übertragungsspannung von 220 kv für die AC-Anbindungsleitungen vorgegeben. Dies entspricht der momentan für den Einsatzzweck größten, herstellerunabhängig am Markt verfügbaren Übertragungsspannung. Dadurch kann eine Übertragungsleistung von 250 MW pro Kabelsystem realisiert werden. Die Übertragungsnetzbetreiber sind auch in der Ostsee der Standardisierungsvorgabe des Bundesfachplans Offshore für die Ostsee gefolgt Kriterien für die Zeitliche Abfolge Auf Basis der in 17b Abs. 2 S. 3 EnWG vorgeschlagenen Kriterien haben die Übertragungsnetzbetreiber bei ihrer Prüfung folgende Kriterien (in entsprechender Rangfolge) zu Grunde gelegt, um die zeitliche Staffelung der Offshore-Netzausbaubaumaßnahmen zu ermitteln: 1) Küstenentfernung, 2) Lage von OWP in raumordnungsrechtlich ausgewiesenen Vorrang- oder Eignungsgebieten für Offshore-Windenergie, 3) jeweiliges Erzeugungspotential eines Offshore-Windenergie-Clusters, 4) geplante Inbetriebnahme der Netzverknüpfungspunkte und 5) Realisierungsfortschritt der anzubindenden OWP. Die Anwendung der Kriterien sowie deren Reihung im zweiten Entwurf des O-NEP 2013 werden seitens der Bundesnetzagentur grundsätzlich als sachgerecht erachtet. Die Bundesnetzagentur hält das Kriterium Küstenentfernung in der von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Ausgestaltung aus heutiger Sicht für sachgerecht. In der Nordsee erfolgt von den Übertragungsnetzbetreibern eine Aufteilung in fünf Zonen, während in der Ostsee von den Übertragungsnetzbetreibern nur eine einzige Zone vorgesehen ist. In der Ostsee werden demnach alle Cluster bezüglich ihrer Küstenentfernung gleichrangig behandelt.

45 40 NETZAUSBAU 2013 Gegenwärtig kann offen bleiben, ob das von den Übertragungsnetzbetreibern ergänzend eingeführte Kriterium der Vorrang- oder Eignungsgebiete zur Bildung einer zeitlichen Reihenfolge der Anbindungsleitungen geeignet oder ungeeignet ist, da es in dem für die Bestätigung des O-NEP 2013 maßgeblichen Leitszenario B2023 bzw. B2024 keine Auswirkung auf die zeitliche Staffelung der Netzanbindungssysteme hat. Die Anwendung des Kriteriums Erzeugungspotential eines Offshore-Windenergie-Clusters hält die Bundesnetzagentur indes für sachgerecht. Die Bundesnetzagentur teilt die Auffassung, dass die Wahrscheinlichkeit für eine möglichst effiziente und vollständige Nutzung eines Netzanbindungssystems entscheidend davon abhängt, wie groß das Erzeugungspotential an Offshore-Windenergie ist, welches für die Nutzung des jeweilige Netzanbindungssystem in Frage kommt. Ist das in einem Cluster noch freie, nicht einem OWP bereits zugewiesene Erzeugungspotenzial groß, so ist die Wahrscheinlichkeit höher, dass die Netzanbindung optimal ausgelastet wird, als wenn das frei verbleibende Erzeugungspotenzial eines Clusters klein ist (auch wenn es zu Änderungen oder Verzögerungen bei einzelnen OWP kommen sollte). Die Bundesnetzagentur hält auch das Kriterium der geplanten Inbetriebnahme der Netzverknüpfungspunkte als korrektives Kriterium sachgerecht angewandt. Da ohne entsprechenden Netzverknüpfungspunkt an Land der offshore erzeugte Strom nicht in das 220/380-kV-Übertragungsnetz weitergeleitet werden kann, ist die Verfügbarkeit eines Netzverknüpfungspunkts an Land für eine Anbindungsleitung obligatorisch. Das Kriterium Realisierungsfortschritt der anzubindenden OWP ist aus Sicht der Bundesnetzagentur als korrektives Kriterium anzuwenden, um ein grob unangemessenes Ergebnis zu vermeiden. Dabei ist dieses Kriterium insbesondere so anzuwenden, dass unbillige Härten durch den Wechsel vom windparkspezifischen Anbindungsregime zum neuen Regime des O-NEP verhindert werden. Mit der Erstellung des ersten O-NEP erfolgt ein Übergang von der bisherigen Rechtslage, basierend auf der Bewertung des Realisierungsfortschritts der anzubindenden OWP, zur neuen Rechtslage in Form einer windparkunspezifischen Planung der Netzanbindung. Aufgrund der zeitlichen Nähe zur alten Rechtslage existieren noch OWP Projekte, die schon einen sehr hohen Realisierungsfortschritt erzielt haben. Die Bundesnetzagentur hält eine einmalige Berücksichtigung dieser aufgrund der alten Rechtslage erzielten Realisierungsfortschritte für geboten, um einen kontinuierlichen Übergang zwischen alter und neuer Rechtslage zu schaffen und unbillige Härtefälle zu vermeiden. Dies dient auch dem Ziel, den Ausbau der Offshore-Windenergie zu beschleunigen und damit ein zentrales Element der Energiewende voranzubringen Angabe von Terminen Der O-NEP muss ferner den geplanten Zeitpunkt der Fertigstellung der Anbindungsmaßnahmen enthalten. Der O-NEP 2013 entspricht aus Sicht der Bundesnetzagentur dieser Anforderung. Die Übertragungsnetzbetreiber haben im zweiten Entwurf des O-NEP 2013 für den Beginn der Umsetzung den Start des EU-weiten Vergabeverfahrens zugrunde gelegt. Als Alternative käme ein Abstellen auf das Jahr der Beauftragung der Anbindungsleitung in Betracht. Die Bundesnetzagentur kommt nach Auswertung der Stellungnahmen zu dem Ergebnis, bei dem Beginn der Umsetzung auf das Jahr der Beauftragung der Anbindungsleitung abzustellen.

46 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG O-NEP Der zweite Entwurf des O-NEP 2013 sieht als Zeiträume bis zur Inbetriebnahme der Anbindungssysteme generell 6 Jahre für die Nordsee und 4,5 Jahre für die Ostsee vor. Dabei gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Zeitraum von 12 Monaten für das Vergabeverfahren sowie 60 Monaten für die Realisierung der DC-Anbindungssysteme in der Nordsee und 42 Monaten für die Realisierung der AC- Anbindungssysteme in der Ostsee aus. Diese Zeitangaben erscheinen aus Sicht der Bundesnetzagentur nach derzeitiger Sachlage für den diesjährigen O-NEP als zulässig. Die Angaben beruhen auf den Erfahrungen der Übertragungsnetzbetreiber bei Realisierung von Anbindungssystemen im Jahr Eine Umsetzung von ein bis zwei Maßnahmen pro Jahr erscheint sachgerecht. 2.2 Querverbindungen Die Bundesnetzagentur erachtet die Bestätigung von Querverbindungen, die zwischen zwei Clustern oder zwischen zwei OWP innerhalb eines Clusters errichtet werden, nicht als Gegenstand des O-NEP. Daher bestätigt die Bundesnetzagentur die beantragte Querverbindung OST-1-1 nicht. Unabhängig davon werden Sinn und Zweck von Querverbindungen als solche nicht beurteilt. Auch wenn Querverbindungen nicht innerhalb des O-NEP bestätigt werden, können diese weiterhin errichtet werden und im Einzelfall möglicherweise im Rahmen eines von den Netzbetreibern der Bundesnetzagentur vorzulegenden Schadensminderungskonzepts Berücksichtigung finden. Einer rein informatorischen Darstellung von Querverbindungen im O-NEP wird deshalb nicht widersprochen.

47 42 NETZAUSBAU Ergebnisse 3.1 Gesamtplan O-NEP 2013 Aus Sicht der Bundesnetzagentur erfüllt der O-NEP 2013 der Übertragungsnetzbetreiber grundsätzlich die Anforderungen gemäß 17b des EnWG. Aufgrund des von den Übertragungsnetzbetreibern abweichenden Verständnisses des Kriteriums des Realisierungsfortschritts sowie aufgrund der Beschränkung ausschließlich auf die vier gesetzlich geforderten Kriterien zur Bildung der zeitlichen Reihung der Anbindungsleitungen kommt die Bundesnetzagentur zu der in Abschnitt 0 angegebenen zeitlichen Reihung der Maßnahmen. Die Berücksichtigung des Szenariorahmens zum NEP/O-NEP 2014 führt dazu, dass in der Nordsee nur vier anstatt der ursprünglichen sechs Anbindungsleitungen bestätigt werden. Ebenfalls wurden die Maßnahme NOR-3-2 durch die Maßnahme NOR-3-3 ersetzt, da während der Konsultation erhebliche Bedenke gegen eine zeitnahe Realisierung der Maßnahme NOR-3-2 aufgrund derer potentieller Trassenführung vorgebracht wurden Bestätigte Maßnahmen in der Nordsee Abbildung 10: Bestätigte Maßnahmen in der Nordsee

48 BUNDESNETZAGENTUR BESTÄTIGUNG O-NEP Bestätigte Maßnahmen in der Ostsee Abbildung 11: Bestätigte Maßnahmen in der Ostsee 3.2 Übersicht Anbindungsmaßnahmen Bestätigungsfähige Maßnahmen Nachfolgende Anbindungsleitungen/Maßnahmen werden im O-NEP 2013 als erforderlich bestätigt: Anbindungsleitung/ Bezeichnung der Maßnahmen Beginn der Umsetzung/Zeitpunkt der Fertigstellung NOR-3-3 NOR-1-1 NOR-7-1 NOR-5-2 OST-1-1 DC-Netzanbindungssystem NOR-3-3 Maßnahme 15 DC-Netzanbindungssystem NOR-1-1 Maßnahme 3 DC-Netzanbindungssystem NOR-7-1 Maßnahme 31 DC-Netzanbindungssystem NOR-5-2 Maßnahme 25 AC-Netzanbindungssystem Cluster 1 (Westlich Adlergrund) Maßnahmen 51 und / / / / /2017 OST-1-2 AC-Netzanbindungssystem Cluster 1 (Westlich Adlergrund) 2014/2017

49 44 NETZAUSBAU 2013 Maßnahmen 53 und 54 OST-1-3 OST-1-4 AC-Netzanbindungssystem Cluster 1 (Westlich Adlergrund) Maßnahmen 55 und 56 AC-Netzanbindungssystem Cluster 1 (Westlich Adlergrund) Maßnahmen 57 und / / Nicht bestätigungsfähige Maßnahmen Nachfolgende Anbindungsleitungen/Maßnahmen werden im O-NEP 2013 noch nicht bestätigt: Anbindungsleitung / Bezeichnung der Maßnahmen NOR-3-2 NOR-7-2 OST-1-11 DC-Netzanbindungssystem NOR-3-2 Maßnahme 14 DC-Netzanbindungssystem NOR-7-2 Maßnahme 32 AC-Querverbindung Cluster 1 (Westlich Adlergrund) Maßnahme 65

50 BUNDESNETZAGENTUR UMWELTBERICHT E Umweltbericht Methodik Umweltprüfungen sollen sicherstellen, dass vor bzw. bei der Umsetzung bestimmter Vorhaben, Pläne und Programme so auch beim Netzausbau im Rahmen der Energiewende die Auswirkungen auf die Umwelt einschließlich des Menschen berücksichtigt werden. Eine SUP setzt bereits auf der Ebene der Planung an und nicht erst bei der Umsetzung der einzelnen Vorhaben. Schon bei der Vorbereitung des Bundesbedarfsplans sollen also möglicherweise auftretende Umweltwirkungen durch den Ausbau des Höchstspannungsübertragungsnetzes aufgezeigt werden. Die SUP erfüllt damit die Funktion eines Frühwarnsystems. Die Prüfung beginnt mit der Festlegung des Untersuchungsrahmens, der nach vorangegangener Beteiligung von Behörden und Vereinigungen Ende Juli veröffentlicht wurde. Der gegenüber dem Vorjahr leicht modifizierte Untersuchungsrahmen berücksichtigt die Ergebnisse dieser Beteiligung. Unter anderem wurden die Pflegezonen von Biosphärenreservaten in ihrer Empfindlichkeit hochgestuft. Die im vergangenen Jahr im Rahmen der SUP angewandte Methodik wurde von den beteiligten Behörden und der Öffentlichkeit überwiegend positiv aufgenommen und deshalb auch im vorliegenden Bericht weitgehend beibehalten. Im Folgenden werden die einzelnen durchgeführten Schritte der SUP kurz vorgestellt: 1.1 Untersuchungsgegenstand Im Vergleich zum letztjährigen Umweltbericht wurde die Prüfung in folgenden Punkten geändert bzw. weiterentwickelt: Die Prüfung wurde aufgrund des O-NEP auf das Küstenmeer von Ost- und Nordsee erweitert. Die Umweltauswirkungen, die bei der Verlegung von Erdkabeln auftreten, wurden zusätzlich geprüft und zwar in folgenden Fällen: für den landseitigen Teilbereich der Offshore- Anbindungsleitungen, für die Interkonnektoren und für zwei im Bundesbedarfsplangesetz gekennzeichneten Erdkabel-Pilotprojekte. Die Alternativenprüfung wurde deutlich ausgeweitet und damit entsprechende Anregungen aufgegriffen. Nunmehr werden alternative Gesamtpläne, vorhabenbezogene Alternativen, eine alternative Anbindungszuordnung im Küstenmeer und alternative Techniken für die Ostsee betrachtet (s.u.). Im vorliegenden überarbeiteten Umweltbericht wurden alle von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Maßnahmen in die SUP einbezogen, die im Rahmen der energiewirtschaftlichen Prüfung von der Bundesnetzagentur bestätigt wurden. Die Maßnahmen, die die Bundesnetzagentur im Rahmen der Prüfung von NEP Strom 2013 und O-NEP 2013 nicht bestätigt hat, sind nicht mehr Gegenstand des Umweltberichts.

51 46 NETZAUSBAU 2013 Ebenfalls geprüft wurden dieses Jahr erstmals die bereits im Bundesbedarfsplangesetz aufgenommenen Interkonnektoren Combined Grid Solution und Nord.Link. Nicht geprüft werden sog. Startnetzmaßnahmen, da diese entweder bereits realisiert sind, oder der Bedarf für diese Maßnahmen bereits gesetzlich festgestellt ist. Ebenfalls nicht geprüft werden so genannte Punktmaßnahmen, die z.b. Umspannwerke betreffen. Sie sind nicht Bestandteil eines Bundesbedarfsplans und daher auch nicht Gegenstand der SUP und des Umweltberichts. Offshore-Vorhaben, die in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) von Nord- und Ostsee liegen, werden ebenfalls nicht geprüft. Diese werden einer SUP durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) unterzogen werden. 1.2 Untersuchungsraum Auf der Ebene der Bedarfsermittlung werden noch keine konkreten Leitungs- oder Trassenverläufe bestimmt. Es werden lediglich die zu verbindenden Netzverknüpfungspunkte und die für den Leitungsverlauf notwendigen Stützpunkte festgelegt. Als Hilfsmittel zur Eingrenzung des Untersuchungsraums hat die Bundesnetzagentur Ellipsen um die Netzverknüpfungspunkte gebildet. Diese Ellipsen im Folgenden auch Teiluntersuchungsräume genannt umschließen die Netzverknüpfungspunkte. Abbildung 12 zeigt den Untersuchungsraum (Summe der Teiluntersuchungsräume) für Szenario B 2023, bestehend aus 64 Maßnahmen. Da die Ellipsen doppelt so lang wie breit sind, wird der untersuchte Raum umso größer, je weiter die Netzverknüpfungspunkte voneinander entfernt liegen. Es zeigt sich, dass durch den gewählten Ansatz große Teile des Bundesgebietes untersucht werden. Abbildung 12: Teiluntersuchungsräume des Szenario B 2023 für HGÜ- und HDÜ-Technik

52 BUNDESNETZAGENTUR UMWELTBERICHT Alternativen In einer SUP müssen möglichst früh Alternativen betrachten werden, um eine effektive Umweltvorsorge zu betreiben. Es sind allerdings nur die Alternativen zu prüfen, die vernünftig sind, d.h. die realisierbar, mit einem zumutbaren Aufwand ermittelt und mit denen die durch den Plan verfolgten Ziele erreicht werden können. Welche Alternative letztendlich Eingang in den Bundesbedarfsplan findet, hängt auch von anderen Aspekten wie etwa technische Realisierbarkeit und wirtschaftliche Effizienz ab. Diese Aspekte sind nicht Gegenstand der Umweltprüfung. Im Zuge der Verabschiedung des Bundesbedarfsplans obliegt es dem Gesetzgeber, alle relevanten Aspekte mit- und gegeneinander abzuwägen. 1.4 Untersuchungsmethode Die SUP untersucht die voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen auf die Schutzgüter entsprechend der Planungsstufe. Diese Schutzgüter werden im Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) benannt: Menschen, einschließlich der menschlichen Gesundheit, Tiere, Pflanzen und die biologische Vielfalt, Boden, Wasser, Luft, Klima und Landschaft, Kulturgüter und sonstige Sachgüter, Wechselwirkungen zwischen den vorgenannten Schutzgütern Wirkfaktoren und Ist-Zustand ermitteln Welche Auswirkungen auf die einzelnen Schutzgüter durch den Netzausbau zu erwarten sind, hängt von verschiedenen Faktoren ab. Zum Beispiel haben Freileitungen andere Effekte (Wirkfaktoren) als Erdoder Seekabel. Gleichermaßen variieren die Umweltauswirkungen je nach Wahl der Übertragungsart: Gleich- oder Drehstrom, daher die Unterscheidung von HGÜ (Höchstspannungsgleichstromübertragung) und HDÜ (Höchstspannungsdrehstromübertragung). In einem ersten Schritt werden die ermittelten Wirkfaktoren ohne Raumbezug beschrieben, z.b. die Auswirkung einer Freileitung auf das Schutzgut Landschaft. Darüber hinaus wird der Ist-Zustand der Umwelt in den einzelnen Teiluntersuchungsräumen ermittelt. Dies ist wichtig, weil die Erheblichkeit der Auswirkungen bzw. die Empfindlichkeit gegenüber bestimmten Wirkfaktoren je nach Region unterschiedlich sein kann. So ist die ökologische Bedeutung von Waldflächen in waldreichen Gebieten eine andere als in waldarmen Gebieten Relevante Umweltziele auswählen Die in der Umweltprüfung vorgenommene Bewertung wird anhand zuvor definierter (Schutz-) Ziele vorgenommen. Auf der vorliegenden großräumigen Untersuchungsebene (Maßstab 1: , d.h. 1 cm = 2,5 km) spielen vor allem europäische und nationale Ziele eine Rolle, wie sie z.b. im Bundesnaturschutzgesetz oder in der europäischen Meeresstrategierahmenrichtlinie festgelegt sind.

53 48 NETZAUSBAU Bewertungskriterien definieren und Bewertungsmethode festlegen Um die Schutzziele erreichen bzw. ihre Beeinträchtigung durch die Wirkfaktoren bewerten zu können und zugleich der räumlichen Betrachtungsebene gerecht zu werden, werden schutzgutbezogene Kriterien entwickelt. Diese werden aus den Umweltzielen und Wirkfaktoren abgeleitet und den Empfindlichkeitskategorien hoch, mittel und nicht betrachtet, nicht ermittelbar zugeordnet. Als Kriterien herangezogen werden hier vor allem existierende Schutzgebiete, wie etwa Naturschutzgebiete. Ebenfalls als Kriterien abgebildet werden z.b. Siedlungen. Die Bewertung stellt auch zur Gewährleistung einer wirksamen Umweltvorsorge in der Regel eine Worst-Case-Abschätzung dar, d.h. es werden im Zweifel erhebliche Auswirkungen durch den Leitungsbau angenommen, um einen größtmöglichen Schutz zu gewährleisten. Bedingt durch den Maßstab 1: können kleinere Abstände nicht erkannt werden. Dies führt dazu, dass partiell Betroffenheiten angenommen werden, die tatsächlich nicht vorliegen. Aufgrund des Maßstabs dieser SUP können keine Verhinderungs-, Verringerungs- und Ausgleichsmaßnahmen einbezogen werden. Diese Einschätzung kann sich jedoch auf nachfolgenden Planungsebenen relativieren, wenn sich aufgrund detaillierterer Informationen herausstellen sollte, dass die Empfindlichkeit für den konkreten Raum anders zu beurteilen ist. Die Bewertung selbst ist zweistufig: Zunächst wird für das jeweilige Schutzgut festgestellt, ob in der Ellipse ein Riegel aus hochempfindlichen Flächen besteht. Solche Riegel sind ein oder mehrere nicht umgehbare Bereiche, die sich durch die Leitung nur schwer oder gar nicht queren lassen, ohne die Umwelt potentiell erheblich zu beeinträchtigen. Diese Bewertung wird durch folgende Abkürzungen dargestellt (vgl. Tabelle 3): Tabelle 3: Darstellung der Riegel Symbolteil Bedeutung A B C kein Riegel ein Riegel: Es besteht ein nicht umgehbarer Bereich, in dem mit erheblichen Umweltauswirkungen zu rechnen ist. mehrere Riegel bzw. ein breiter Riegel: Es bestehen ein bzw. mehrere nicht umgehbare Bereiche, in dem/ denen mit erheblichen Umweltauswirkungen zu rechnen ist.

54 BUNDESNETZAGENTUR UMWELTBERICHT In einem weiteren Schritt wird aufgezeigt, in welchem Umfang im restlichen Raum der Ellipse voraussichtlich mit erheblichen Umweltauswirkungen zu rechnen ist (vgl. Tabelle 4): Tabelle 4: Darstellung der Bewertung des Restraumes Symbolteil Bewertung Erhebliche Umweltauswirkungen sind potenziell in geringem Umfang möglich. # ## Erhebliche Umweltauswirkungen sind potenziell in moderatem Umfang möglich. Erhebliche Umweltauswirkungen werden voraussichtlich umfangreich ausgelöst. 2. Prüfung 2.1 Steckbriefe auswerten (Maßnahmenbetrachtung) Die im NEP und O-NEP enthaltenen Maßnahmen werden in Form von Steckbriefen anhand der oben dargestellten Methodik geprüft. Betrachtet werden alle Schutzgüter; zunächst einzeln, dann insgesamt. Als Ergebnis erfolgt eine Bewertung mit A, A#, A##, B, B#, B## oder C, C#, C##. Weiterhin erfolgt für jeden Teiluntersuchungsraum eine Natura 2000-Abschätzung, also eine Einschätzung, ob Natura Gebiete potentiell durch den Leitungsbau beeinträchtigt werden können Gesamtplanbetrachtung Nach den einzelnen Vorhaben und Anbindungsleitungen werden die voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen betrachtet, die sich durch den Plan insgesamt ergeben (Gesamtplanbetrachtung, vgl. Abbildung 13). Hierbei werden auch Aspekte einbezogen, die sich nicht oder nur schwer über flächenbezogene Kriterien beschreiben lassen (wie z.b. Auswirkungen für den Klimaschutz). 2 Natura 2000-Gebiete sind nach europäischem und nationalem Recht streng geschützt, da sie sehr wertvoll für bestimmte europäische Lebensräume und Arten sind.

55 50 NETZAUSBAU 2013 Abbildung 13: Aufbau der Strategischen Umweltprüfung 2.3 Alternativenprüfung Abschließend werden vernünftige Alternativen betrachtet. Sie werden auf ihre voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen untersucht und miteinander verglichen. Es sind allerdings nur die Alternativen zu prüfen, die vernünftig sind, d.h. die realisierbar, mit einem zumutbaren Aufwand ermittelt und mit denen die durch den Plan verfolgten Ziele erreicht werden können. Wegen der Abstraktionsebene ( Überflughöhe ) und Prüftiefe auf dieser Ebene sind dem Vergleich der Alternativen allerdings Grenzen gesetzt. Welche Alternative letztendlich Eingang in den Bundesbedarfsplan findet, hängt auch von anderen Aspekten wie etwa technische Realisierbarkeit und wirtschaftliche Effizienz ab. Diese Aspekte sind nicht Gegenstand der Umweltprüfung. Im Zuge der Verabschiedung des Bundesbedarfsplans obliegt es dem Gesetzgeber, alle relevanten Aspekte mit- und gegeneinander abzuwägen. 3. Derzeitige Ergebnisse 3.1 Gesamtbewertung: Szenario B 2023 Die Bundesnetzagentur prüft für das Szenario B 2023 insgesamt 64 Maßnahmen, die sich aus 54 Maßnahmen und zwei Interkonnektoren des NEP Strom 2013 sowie acht Anbindungsleitungen des O-NEP 2013 zusammensetzen. Diese Einzelmaßnahmen werden jeweils in einem Steckbrief überprüft (die einzelnen Steckbriefe sind im Anhang aufgeführt). Für Pilotprojekte, die nach dem Bundesbedarfsplangesetz auch als Erdkabel ausgeführt werden können, werden zusätzliche Steckbriefe erstellt. Dieses erfolgt auch für Anbindungsleitungen, die seeseitig als Seekabel und landseitig als Freileitungen und auch als Erdkabel überprüft werden. Die Gesamtübertragungskapazität des Zubau-Offshorenetzes beträgt 4,6 GW und die Länge beläuft sich auf rund km, wovon 725 km auf die HGÜ in der Nordsee und 400 km auf die HDÜ in der Ostsee entfallen.

56 BUNDESNETZAGENTUR UMWELTBERICHT Abbildung 14: Bewertung der Maßnahmen des NEP Strom 2013 und O-NEP 2013 für alle Schutzgüter gem. UVPG Die Abbildung 14 zeigt, wie die Teiluntersuchungsräume unter Einbeziehung aller Schutzgüter als Freileitungen bewertet wurden: Bei fast allen HGÜ-Maßnahmen ist in der schutzgutübergreifenden Betrachtung mit erheblichen Umweltauswirkungen zu rechnen. Entweder treten Riegel auf, also nicht umgehbare Bereiche, oder es sind erhebliche Umweltauswirkungen für den betrachteten Restraum umfangreich zu erwarten. Bei den HDÜ-Maßnahmen ergibt sich ein stärker differenziertes Bild: fast das gesamte Bewertungsspektrum wird abgebildet. Abbildung 15 stellt die Zusammensetzung des Gesamtergebnisses für Freileitungen dar: 72% der Untersuchungsräume enthalten Riegel (Bewertung mit B und C). In 40 % der Fälle handelt es sich dabei um einen breiten oder mehrere Riegel (Bewertung mit C). 28% der Untersuchungsräume enthalten keinen Riegel, also keinen nicht umgehbaren Bereich (Bewertung mit A). In 1% der Fälle sind erhebliche Umweltauswirkungen bezogen auf alle Schutzgüter nur in geringem Umfang zu erwarten (kein RautenSymbol). In 44% der Maßnahmen sind erhebliche Umweltauswirkungen in moderatem Umfang möglich (Bewertung mit #) und in 55% der Fälle werden erhebliche Umweltauswirkungen voraussichtlich umfangreich ausgelöst (Bewertung mit ##).

57 52 NETZAUSBAU 2013 Szenario B Gesamtbewertung 1; 1% 10; 16% A 18; 28% A# A ## 7; 11% B B# 0; 0% B ## C C# 8; 12% 10; 16% C ## 10; 16% Abbildung 15: Szenario B 2023 Gesamtbewertung (Anzahl der Maßnahmen; und Häufigkeitsverteilung der Bewertungen) Bei der Betrachtung einer veränderten technischen Ausführung ergeben sich für die zwei Pilotprojekte aus dem Bundesbedarfsplan Unterschiede bei der Bewertung einer Erdverkabelung im Vergleich zur Freileitung. Bei der Ausführung als Freileitung ist voraussichtlich mit weniger Umweltauswirkungen zu rechnen. Hinsichtlich der Umweltauswirkungen der Anbindungsleitungen zeigt eine veränderte Technik keine Auswirkungen auf das Gesamtergebnis der Maßnahmen, sondern nur auf einzelne Schutzgüter. Bei diesen Maßnahmen, für die auch eine Ausführung als Erdkabel geprüft wird, wird allerdings nicht berücksichtigt, dass dies auch nur in Teilabschnitten erfolgen kann. Dies kann zu anderen Ergebnissen führen als eine Erdverkabelung auf der Gesamtstrecke. Auf den folgenden Planungsstufen sind die Erdverkabelungsabschnitte demzufolge so zu wählen, dass Umweltauswirkungen insgesamt minimiert werden. Ferner ist stets zu beachten, dass sich aufgrund des groben Maßstabs auf dieser Betrachtungsebene nur sehr allgemeine Aussagen treffen lassen und zudem von einer Worst-Case-Betrachtung (s. oben) ausgegangen wird. Auf den nachfolgenden, sehr viel detaillierteren Ebenen der Bundesfachplanung oder Planfeststellung lässt sich möglicherweise feststellen, dass keine erheblichen Umweltauswirkungen zu erwarten sind oder dass erhebliche Umweltauswirkungen durch geeignete Maßnahmen vermieden oder zumindest verringert werden können. Folgende Bereiche gilt es auf den nachfolgenden Planungsebenen bei der Trassenkorridor- bzw. Trassenfindung daher besonders sorgfältig zu betrachten: Gebiete entlang von Flüssen, an denen sich häufig Siedlungsräume und Flächen mit hoher naturschutzfachlicher Wertung (z.b. Naturschutzgebiete) aneinanderreihen;

58 BUNDESNETZAGENTUR UMWELTBERICHT Ballungsräume, in denen Siedlungen und wertvolle Naturschutzflächen aneinander grenzen; der Limes als 550 km lange UNESCO-Weltkulturerbestätte, der mit seiner linienförmigen Struktur einen langen Riegel bildet, der gequert werden muss; Anfangs-, Stütz- und Endpunkte der Netzausbaumaßnahmen sowie ggf. zugehörige Nebenanlagen, wenn diese in der Nähe von Siedlungen liegen; Küstengewässer (die Bewertung der Teiluntersuchungsräume im Küstenbereich hat seeseitig wegen der bandartig der Küste vorgelagerten Schutzgebiete für die Schutzgüter Tiere, Pflanzen und die biologische Vielfalt immer die Bewertung mit C, C# und C## ergeben (vgl. Abbildung 16). Abbildung 16: Ergebnisse der Bewertung der Maßnahmen des O-NEP 2013 für die Schutzgüter Tiere, Pflanzen und die biologische Vielfalt im Küstenmeer (seeseitige Auswirkungen) In den Gebieten, in denen mehrere Vorhaben geplant sind, ist voraussichtlich auch in größerem Umfang mit erheblichen Umweltauswirkungen zu rechnen. Betroffen sind insbesondere folgende Räume mit hoher Maßnahmen- bzw. Vorhabendichte: Oberrheinebene mit Rhein-Main- und Rhein-Neckar-Region, Küstengewässer, Ost- und Nordfriesland, der Schwarzwald, die Lüneburger Heide und das Wendland, die Altmark, der Thüringer Wald, die Rhön sowie der Großraum Stuttgart und die Schwäbische Alb. In diesen folgenden großräumigen Bereichen mit einer hohen Empfindlichkeit ist eine mittlere Maßnahmen- bzw. Vorhabendichte gegeben: Tide- bzw. Unterelbe, Unter- und Mittelweser mit Bremen und Bremerhaven,

59 54 NETZAUSBAU 2013 Ruhrgebiet und Rheinland mit den nordöstlich angrenzenden Bördelandschaften, Fichtelgebirge, Raum Regensburg und entlang des Bayerischen Waldes. Den negativen Auswirkungen auf die Schutzgüter stehen jedoch auch positive Effekte des Netzausbaus im Zuge der Energiewende gegenüber. Diese sind jedoch nur schwer zu beziffern oder durch die angewendeten Bewertungskriterien nicht abzubilden. Zu nennen sind hier z.b. der Beitrag zur Erfüllung der Klimaschutzziele (Reduzierung von CO2) oder der Beitrag zu Luftreinhaltezielen (Verringerung von Abgasen durch die verstärkte Nutzung regenerativer Energien). 3.2 Alternative Gesamtpläne: Szenario A 2023 Insgesamt umfasst Szenario A Maßnahmen, davon sind 56 Maßnahmen und zwei Interkonnektoren des NEP Strom 2013 sowie sechs Maßnahmen aus dem O-NEP Gegenüber dem Szenario B 2023 werden in Szenario A zusätzliche Maßnahmen berücksichtigt, es fallen jedoch auch 13 Maßnahmen weg. Die Anzahl der Maßnahmen aus dem O-NEP 2013 reduziert sich im Vergleich zu den acht Maßnahmen des Szenarios B 2023 (vier in der Nordsee sowie vier in der Ostsee), im Szenario A 2023 auf sechs (zwei in der Nordsee sowie vier in der Ostsee). Das Szenario A 2023 weist im Vergleich zu den anderen Szenarien den insgesamt geringsten Netzausbaubedarf im Küstenmeer aus. Die Gesamtlänge3 des Zubau-Offshorenetzes beläuft sich auf rund 690 km, wobei 290 km auf HGÜ- in der Nordsee und 400 km auf HDÜ in der Ostsee entfallen. Die Gesamtübertragungskapazität des Zubau-Offshorenetzes beträgt 2,8 GW. In Szenario A zeigt sich für das Festland eine ähnliche prozentuale Verteilung in den Gesamtbewertungen wie in Szenario B Hervorzuheben sind Unterschiede bei den Schutzgütern Mensch, Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt (land- und seeseitig), Boden (seeseitig) sowie Landschaft (seeseitig) bei den Maßnahmen des O-NEP Für 1 % der ausgewerteten Ellipsen sind erhebliche Umweltauswirkungen bezogen auf alle Schutzgüter voraussichtlich nur in geringem Umfang zu erwarten (kein Rauten-Symbol). Bei 34 % der Maßnahmen sind erhebliche Umweltauswirkungen potenziell in moderatem Umfang möglich (Bewertung mit #), und in 64 % der Fälle ist davon auszugehen, dass mit den Netzausbaumaßnahmen voraussichtlich erhebliche Umweltauswirkungen umfangreich ausgelöst werden (Rauten-Symbol ##). 3.3 Alternative Gesamtpläne: Szenario C 2023 Insgesamt sind im Szenario C Maßnahmen enthalten, davon stammen64 Maßnahmen und zwei Interkonnektoren aus dem NEP Strom 2013 und 19 Maßnahmen aus dem O-NEP Gegenüber dem Szenario B 2023 werden in Szenario C 2023 zusätzlich 22 Maßnahmen aus dem NEP Strom 2013 und ONEP 2013 berücksichtigt. Die Anzahl der Maßnahmen aus dem O-NEP 2013 erhöht sich im Vergleich zu den acht Maßnahmen des Szenarios B 2023 (vier in der Nordsee sowie vier in der Ostsee) auf 19 (acht in der Nordsee sowie elf in der Ostsee). 3 Berücksichtigt wurden die Angaben des 2. Entwurfs des Offshore- NEPs (S. 83, 93). Die Gesamtlänge der O-NEP- Maß- nahmen wurde abzüglich notwendiger HDÜ- Anschlüsse in der AWZ der Nordsee berücksichtigt. Eine Darstellung hierzu findet sich für das Szenario B 2023 im 2. Entwurf des NEP 2013 auf Seite

60 BUNDESNETZAGENTUR UMWELTBERICHT Szenario C 2023 führt im Vergleich zu den Szenarien A 2023 und B 2023 zu einem höheren Netzausbaubedarf. Die Gesamtlänge4 des Zubaus für das Offshorenetz würde sich auf rund km belaufen, wovon km auf HGÜ in der Nordsee und km auf HDÜ in der Ostsee entfallen. Die Gesamtübertragungskapazität des Zubau-Offshorenetzes beträgt 10 GW. Mit A, A # und A ## wurden 22 Maßnahmen (25 %) bewertet. Einen Riegel, also nicht umgehbaren Bereich, weisen 28 Maßnahmen (33 %) auf (Bewertung B, B #, B ##). Mit C, also mit einem breiten oder mehreren Riegeln, werden 35 Maßnahmen (42 %) bewertet. Neben den nicht umgehbaren Bereichen wird bei einer Maßnahme (1 %) kein Rauten-Symbol vergeben. Die Bewertung # erhielten 30 Maßnahmen (36 %) und die Bewertung ## 54 Maßnahmen (63 %). Durch den höheren Anteil der installierten Offshore-Windenergieleistung steigt die Anzahl der Maßnahmen des O-NEP 2013 im Vergleich zu Szenario B 2023 um elf auf 19 Maßnahmen zuzüglich zwei Interkonnektoren, von denen elf in der Ostsee und acht in der Nordsee liegen. Somit käme es sowohl im Bereich der Nord- wie auch der Ostsee zu mehr Eingriffen, so dass für die geprüften Maßnahmen voraussichtlich in hohem Maße mit erheblichen Umweltauswirkungen zu rechnen ist. Allerdings sind in Nord- und Ostsee zahlreiche umweltfachlich wertvolle Flächen vorhanden, die unter Gebietsschutz stehen, und Räume, die wichtige Bereiche für die Schifffahrt darstellen, in denen eine Seekabelverlegung nur begrenzt möglich ist. Das Ziel der weiteren Planung muss daher im Bereich der Küstengewässer vor allem sein, erhebliche Umweltauswirkungen zu vermeiden oder weitestgehend zu verringern. 3.4 Vergleich der Szenarien A 2023, B 2023 und C 2023 In Szenario A 2023 sind 64 Maßnahmen, in Szenario B 2023 sind ebenfalls 64 und in Szenario C 2023 sind 85 Maßnahmen enthalten. Die Abbildung 17 zeigt, wie viele Maßnahmen auf die einzelnen Bewertungen entfallen. 4 Vgl. Übertragungsnetzbetreiber: 2. Entwurf Offshore- NEP Angabe der Gesamtlänge inklusive notwendiger HDÜ- An- schlüsse innerhalb der ausschließlichen Wirtschaftszone.

61 56 NETZAUSBAU 2013 Vergleich Szenarien A - B - C Anzahl der Bewertugnen Szenario A Gesamtbewertung Szenario B Gesamtbewertung 0 9 A A# A ## B B# B ## C 26 C# C ## 0 Szenario C Gesamtbewertung Abbildung 17: Vergleich der Gesamtbewertungen für die Szenarien A,B und C Betrachtet man die prozentuale Verteilung der Maßnahmen auf die einzelnen Bewertungen, zeigt sich: Das Szenario B 2023 weist mit 55 % zwar eine hohe, jedoch im Vergleich mit Szenario A und C die geringste Prozentzahl bei den Bewertungen mit ## auf. Von Szenario A über B zu C nimmt der Anteil von Maßnahmen ohne Riegel ab. Verglichen zwischen dem Entwurf des Umweltberichts und der jetzt vorliegenden überarbeiteten Fassung haben sich die Anteile der Bewertungen mit C und ## bei jedem Szenario jeweils erhöht. Veränderungen in der Bewertung fallen hingegen über alle Bewertungskategorien insgesamt bei Szenario B geringer aus. Beim Vergleich der Umweltauswirkungen ist zusätzlich die Länge der erforderlichen Netzausbaumaßnahmen zu betrachten. Es kann davon ausgegangen werden, dass sich tendenziell mit zunehmender Leitungslänge auch die Umweltauswirkungen erhöhen. Wenn die ungefähre Streckenlänge der Maßnahmen und der Anteil der im jeweiligen Szenario enthaltenen Erneuerbaren Energien betrachtet wird, ergibt sich folgendes Bild: Die ungefähre Summe der Trassenkilometer zwischen den NEP Strom bzw. O-NEP 2013Netzverknüpfungspunkten betragen in Szenario A 2023 ca km sowie in Szenario B 2023 ca km. In Szenario C 2023 erhöhen sich die Trassenkilometer um 77 % zu Szenario B 2023 auf ca km. Diesem signifikant höheren Ausbaubedarf in Szenario C 2023 steht aber kein entsprechend höherer Anteil Erneuerbarer Energie gegenüber.

62 BUNDESNETZAGENTUR UMWELTBERICHT Vorhabenbezogene Alternativen Aufgrund der energiewirtschaftlichen Prüfung wurde auch die Prüfung der vorhabenbezogenen Alternativen angepasst. Zu Maßnahmen, die nicht bestätigt wurden, werden auch keine Alternativen geprüft. Bei den bestätigten Maßnahmen wurde die umweltfachliche Prüfung um den endgültigen energiewirtschaftlichen Befund ergänzt. Bei der Betrachtung der vorhabenbezogenen Alternativen im Bereich des Festlandes (d.h. Alternativen für bestimmte Maßnahmen) ergibt sich ein differenziertes Bild: bei einigen betrachteten Alternativen sind keine oder nur geringfügige Unterschiede in der Bewertung (Einzel- oder Gesamtbewertung der Schutzgüter) festzustellen. Drei Maßnahmen und ihre Alternativen schneiden gleich ab. Im übrigen Vergleich zeigen sich Unterschiede zwischen den Vorzugsvarianten und Alternativen. Zudem sind die Distanzen zwischen den Netzverknüpfungspunkten zwischen Vorzugsvariante und Alternative zum Teil unterschiedlich. Zum Beispiel ist die Vorzugsvariante zu Projekt P 30/M 61 von Hamm/Uentrop nach Kruckel (Dortmund) geplant. Zwischen den Punkten liegt eine Luftliniendistanz von 47 km. Als anderweitige Planungsmöglichkeit ist im NEP Strom 2013 ein Neubau von Lippe nach Mengede (Dortmund) aufgeführt. Hier beträgt die Luftliniendistanz allerdings lediglich 10 km. 3.6 Alternative Anbindungszuordnung zum O-NEP 2013 Für das Küstenmeer wurden als Alternativen zwei unterschiedliche Anbindungszuordnungen gewählt und jeweils drei Leitungen einem anderen Netzverknüpfungspunkt zugewiesen: für die Ostsee die alternative Anbindung Lüdershagen statt Lubmin, für die Nordsee zum einen möglichst küstennahe Netzverknüpfungspunkt, zum anderen eine Anbindung im Landesinnern, um die vorhandene Infrastruktur zu nutzen. Es ergeben sich folgende Varianten: Abbildung 18: Variante 1 - Lüdershagen, Diele, Halbemond

63 58 NETZAUSBAU 2013 Abbildung 19: Variante 2 - Lüdershagen, Emden, Diele In Bezug auf die Umweltauswirkungen der Anbindungsleitungen lassen sich keine signifikanten Unterschiede zwischen den geprüften O-NEP-Maßnahmen und den Alternativen feststellen. Dies liegt daran, dass die im Küstenmeer von Nord- und Ostsee liegenden Großschutzgebiete in der Regel ausschlaggebend für die Bewertung der Anbindungsleitungen sind. Diese Gebiete bilden in der Regel nicht umgehbare Bereiche hoher Empfindlichkeit. Für die einzelnen Schutzgüter lassen sich kurz die aussagekräftigen Unterschiede festhalten: Der alternative Anschluss der Anbindungsleitung in Lüdershagen anstelle von Lubmin wäre für die Schutzgüter Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt voraussichtlich mit weniger Umweltauswirkungen im Küstenmeer der Ostsee verbunden. Bei der Variante 2 wäre für das Schutzgut Landschaft im Küstenmeer bei einem Anschluss in Halbemond voraussichtlich mit weitergehenden Umweltauswirkungen zu rechnen als z.b. bei einem Anschluss in Emden. 3.7 Alternatives Anbindungskonzept für Offshore-Windparks Die technologische Alternative, die Anbindung der Windparks der Ostsee mittels GleichstromTechnologie anstelle von Drehstrom-Technologie vorzunehmen, führt zu einer Verringerung der Flächeninanspruchnahme. Angesichts der mit den Offshore-Netzanbindungen verbundenen erheblichen Kosten sind jedoch weitere Untersuchungen, die nicht Prüfgegenstand der SUP sind, notwendig, welche wirtschaftlichen Konsequenzen mit einem Wechsel der Anbindungstechnik verbunden wären. Zudem ist zu berücksichtigen, inwieweit ein solcher Wechsel negative Auswirkungen auf die Realisierungszeitpunkte der Leitung, und damit unter Umständen eine verzögernde Wirkung auf den Anschluss der Offshore-Windparks hätte. 3.8 Abschichtung Sind Pläne und Programme Bestandteil eines mehrstufigen Planungs- und Zulassungsprozesses, besteht die Möglichkeit der Abschichtung, um so Mehrfachprüfungen innerhalb eines Prozesses zu vermeiden. Die Abschichtung sagt etwas darüber aus, auf welcher Stufe bestimmte Umweltauswirkungen schwerpunktmäßig geprüft werden sollen. Im Rahmen dieser SUP können aufgrund des groben Betrachtungsmaßstabs einige Aspekte noch nicht abschließend geklärt werden. Bei der Entscheidung über einen Trassenkorridor in der Bundesfachplanung und der konkreten Trassenplanung im Planfeststellungsverfahren wird dementsprechend weiter-