Abschlussbericht. Optimierung von Planungsabläufen unter technischen, rechtlichen und raumplanerischen Gesichtspunkten

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1 Abschlussbericht Optimierung von Planungsabläufen unter technischen, rechtlichen und raumplanerischen Gesichtspunkten {Hinweis: Während der Bearbeitung des Projekts bis zum 31. Juli 2015 befand sich das Gesetz zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energieleitungsbaus (BGBl. I S. 2490) noch in der Entwurfsfassung. Entsprechend geht der Abschlussbericht von der Rechtslage aus, die vor dem Inkrafttreten dieses Gesetzes am 21. Dezember 2015 bestand.} Stand: Dortmund, den

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3 Autoren des Abschlussberichts: Prof. Dr. iur. Klaus Joachim Grigoleit (TU Dortmund, Fachgebiet RUR) M. A. Julian Engelbert (TU Dortmund, Fachgebiet RUR) Dipl.-Ing. Sarah Janßen (TU Dortmund, Fachgebiet RUR) Prof. Dr.-Ing. Christian Rehtanz (TU Dortmund, ie³) Dipl.-Wirt.-Ing. Jonas von Haebler (TU Dortmund, ie³) Dipl.-Ing. Dieter König (TU Dortmund, ie³) Prof. Dr.-Ing. Hans-Peter Tietz (TU Dortmund, Fachgebiet VES) Dr.-Ing. Jörg Fromme (TU Dortmund, Fachgebiet VES) Dipl.-Ing. Mike Dokter (TU Dortmund, Fachgebiet VES) M.Sc. Kira Popp (TU Dortmund, Fachgebiet VES) Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren. Förderkennzeichen: 03ET7501 A

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5 Inhaltsverzeichnis I Kurzdarstellung Aufgabenstellung Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde Planung und Ablauf des Vorhabens Wissenschaftlicher und technischer Stand, an den angeknüpft wurde... 5 II Eingehende Darstellung der wissenschaftlichen Ergebnisse Grundlagen der Netzarchitektur Technologien für Optimierungsmaßnahmen Technologien und Maßnahmen der Netzverstärkung Technologien für den Netzausbau Kriterien zur Technologiebewertung Technischer Planungsprozess des Übertragungsnetzes Exemplarische Beispielrechnungen Raumplanerische und verfahrensrechtliche Aspekte in der Bedarfsplanung 31 2 Verfahrensrechtsanalyse und modellierung für die Stromnetzplanung Verfahrensrecht Verfahrensmodelle für eine beschleunigte Stromnetzplanung Raumplanerische Aspekte des Übertragungsnetzausbaus Raumplanerische Aspekte der Netzausbaubedarfsplanung Raumplanerische Aspekte der vorhabenbezogenen Trassierungsplanung Literaturverzeichnis Rechtsquellen und Verordnungen i

6 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: integrierte Arbeitsplanung... 4 Abbildung 2: Schematische Darstellung des NOVA-Prinzips... 9 Abbildung 3: Überblick externer Einflussfaktoren der Übertragungsaufgabe Abbildung 4: Bewertungskriterien an einer beispielhaften Trasse Abbildung 5: Zusammensetzung des Malusfaktors einer Trasse Abbildung 6: Einordnung der Priorisierungsmethode in den aktuellen Bedarfsplanungsprozess Abbildung 7: Potenzial zusätzlicher Transportkapazität und generelle Auswirkungen auf Raumwirkung und Verfahrensaufwand Abbildung 8: Aggregiertes Netzmodell des ie³ Abbildung 9: Trassenpriorisierung anhand des MF Abbildung 10: Priorisierung der inner-deutschen Trassen Abbildung 11: Netzausbau in fünf Schritten Abbildung 12: Deskriptives Verfahrensmodell Abbildung 13: Normatives Modell Abbildung 14: Zusammenwirken der Elemente einer interdisziplinären Stromleitungsplanung Abbildung 15: Zeitlicher Ablauf der Bundesfachplanung Abbildung 16: Raumwiderstände - Schutzgut Mensch Abbildung 17: Unterschiede in der RWA können zu unterschiedlichen Trassenkorridorvarianten führen Abbildung 18: Identifikation relevanter Iterationsschritte für die Trassenfindung ii

7 Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Gliederung der Arbeitspakete mit Lehrstühlen... 5 Tabelle 2: Wesentliche Bewertungskriterien der Übertragungstechnologien Tabelle 3: Technologien mit höchster Priorität für charakteristische Übertragungsaufgaben Tabelle 4: Übersicht nach Otto 2014 über das Abwägungs- bzw. Prüfprogramm bei der Bundesfachplanung und Planfeststellung nach dem NABEG Tabelle 5: Maximal nutzbares Flächenpotenzial zur Errichtung von Windenergieanlagen in Deutschland Tabelle 6: Maximal nutzbares Flächenpotenzial zur Errichtung von Windenergieanlagen in Deutschland nach Großregionen ohne Berücksichtigung von Potenzialflächen in Schutzgebieten und Wäldern und bei Begrenzung auf 2% der Gebietsfläche Tabelle 7: Maximales Leistungspotenzial von Windenergieanlagen in Deutschland und durchschnittliche Jahresvolllaststunden nach Großregionen Tabelle 8: Maximales Leistungspotenzial zur Errichtung von Windenergieanlagen in Deutschland ohne Berücksichtigung von Potenzialflächen in Schutzgebieten und Wäldern und bei der Begrenzung auf 2% der Gebietsfläche nach Großregionen Tabelle 9: Klassifizierung der Raumwiderstände im Vergleich Tabelle 10: Methoden zum Vergleich Trassenkorridoralternative iii

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9 I Kurzdarstellung 1 Aufgabenstellung Die Energieleitungsinfrastruktur steht vor der umfassendsten Modernisierung seit den 1970er Jahren. Das verabschiedete Energiepaket, insbesondere zum Ausstieg aus der Atomenergie, bildet nur den vorläufigen Höhepunkt einer ohnehin bereits eingeleiteten Entwicklung zum Umstieg auf erneuerbare Energieträger. Infolge dieser Entwicklung müssen laut der dena-netzstudien I und II bis zum Jahr 2020 mehr als Kilometer neue Leitungen errichtet werden (dena 2010: 14). Hieran wird deutlich, dass ein intensiver Ausbau der Netze erforderlich ist. Der Bund hat sich mit einer Vielzahl von Gesetzesänderungen (EnWG, EnLAG, NABEG) der Herausforderung einer zukunftsfähigen Stromnetzerneuerung angenommen. Dabei hat er sich nicht auf die rechtliche Rahmensetzung beschränkt, sondern nunmehr auch den Gesetzesvollzug also die Stromnetzplanung selbst in wichtigen Teilen der Bundesnetzagentur (BNetzA) übertragen und sich damit in weitaus höherem Maße als bislang seiner Gewährleistungsverantwortung für die Zukunft der Energieversorgung gestellt. Jedoch steht die Bundesstromnetzplanung aus einer Hand vor erheblichen Herausforderungen, zu deren Bewältigung das interdisziplinäre Forschungsprojekt Stromnetzplanung beiträgt. Die aktuelle Neuordnung der Stromnetzplanung ist notwendigerweise von einem Beschleunigungsbedürfnis geprägt. Die Auseinandersetzungen um Stuttgart 21 belegen hinreichend, welchen Akzeptanzproblemen große Infrastrukturvorhaben ausgesetzt sind, deren Auswirkungen von Verzögerungen durch Gerichtsverfahren bis hin zur völligen Blockade der Planung reichen. Die Novelle enthält auch deshalb Ansätze für eine schon vor der ersten Behördenentscheidung einsetzende Bürgerbeteiligung und versucht damit, dem Akzeptanzproblem beizukommen. Ob dies auf dem eingeschlagenen Weg gelingen kann, muss überprüft werden. Die besondere Komplexität des Leitungsbaus verschärft sich vor dem Hintergrund des Netzumbaus nochmals deutlich. Die Nutzung und Speicherung regenerativer Energien erhöht die Netzkomplexität beträchtlich. Inwieweit die bestehende Netzarchitektur den neuen Anforderungen noch genügt, in welchem Umfang bereits bestehende Trassen für die neuen Anforderungen genutzt werden können, erscheint unsicher. Jedenfalls erfordert der Netzumbau insbesondere längere Leitungsabschnitte, etwa zum Transport von Windenergie aus dem Offshore-Bereich in die Verbraucherzentren im Westen und Süden. Dabei stellen sich nicht nur neue Fragen der Übertragungstechnik wie des Leitungsbaus. Erheblicher Koordinationsbedarf entsteht zusätzlich daraus, dass die Vorhaben die administrativen Grenzen der Bundesländer überschreiten, welche die zur Verfügung stehenden Planungsinstrumente und -verfahren jeweils sehr unterschiedlich handhaben. Der Gesetzgeber hat sich bei der Änderung des EnWG an den Planungsstufen für Bundesfernstraßen orientiert. Der Szenariorahmen bildet den Entwurf für den nachfolgenden Netzentwicklungsplan, beides wird durch die BNetzA genehmigt bzw. bestätigt. Bereits zu diesem frühen Zeitpunkt ist es in Hinblick auf die nachfolgenden Planungsprozesse wichtig, 1

10 die technisch-wirtschaftlichen, raumplanerischen und verfahrensrechtlichen Kriterien zu berücksichtigen, damit sie in den weiteren Planungsprozess einfließen können. Die Planung aus einer Hand durch die BNetzA wird möglicherweise Probleme beheben, dafür aber mit neuen Komplexitätsanforderungen etwa im Bereich der bundesfachplanerischen Koordination der Erfordernisse unterschiedlicher Raumordnungssysteme sowie zumindest am Anfang fehlender Planungspraxis und mangelnder Kenntnisse der Verhältnisse vor Ort konfrontiert sein. Rechtsunsicherheit und Verzögerungen im Planungsablauf können die Entwicklung der energiepolitischen Ziele in Frage stellen und die Versorgungssicherheit und qualität gefährden. Um diese Risiken zu beherrschen muss die Netzarchitektur Hand in Hand mit einer neuen Verfahrensarchitektur entwickelt werden. Gesamtziel des Vorhabens ist es, technisch-wirtschaftliche, planerische und verfahrensrechtliche Anforderungen in einem transparenten, partizipativen Verfahren der Stromnetzplanung zu verbinden. Die besondere Herausforderung besteht dabei darin, die genannten Anforderungen in ihren komplexen Wechselwirkungen auf allen gesetzlich vorgesehen Verfahrensstufen angemessen einzubringen, ohne dadurch die Abschichtungspotenziale gestufter Planungsverfahren zu unterminieren. Das verfolgte Projektziel deckte sich mit dem Ziel des Förderkonzepts Netze für die Stromversorgung der Zukunft des BMWi 2011, das wie folgt beschrieben wurde: Alte und neue Netzstrukturen werden über einen langen Zeitraum nebeneinander existieren. Es liegt im hohen Bundesinteresse, Konzepte und Verfahren entwickeln zu lassen, mit denen in der Übergangsphase eine mit heute vergleichbare Versorgungssicherheit und Qualität aufrechterhalten werden kann. Entsprechend dieser Zielsetzung ermöglicht das Projekt den Planungsprozess zu optimieren, indem bestehende Verfahrensabläufe in einem interdisziplinär inspirierten Verfahrensmodell modifiziert werden. 2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde In Deutschland werden überwiegend nach Disziplinen getrennte Untersuchungen von Forschergruppen durchgeführt (z. B. Systemstudien wie dena I und II, SRU, etc.). In dem hier durchgeführten Forschungsprojekt wird demgegenüber fachübergreifend gearbeitet. Die Ergebnisse werden über die Teilbereiche hinweg harmonisiert und optimiert, so dass sie technisch, rechtlich und raumplanerisch haltbar sind. Die Forderung nach Flexibilität, Zugänglichkeit, Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit im Stromnetzausbau wird nur erfüllt, wenn die Innovationen und Energietechnologien der Netze für die Stromversorgung der Zukunft einen innovativen Planungsprozess einbezie- 2

11 hen. Die Modernisierung der Energieinfrastruktur wird demnach nur durch eine ganzheitliche Entwicklungsstrategie gelingen, in der die transdisziplinären Anforderungen des Umbaus gerade in ihrer Reziprozität in einen maßgeschneiderten prozeduralen Kontext eingepasst werden. Im Rahmen des Projektes werden die komplexen Wechselwirkungen der Fachdisziplinen aus Technik und Wirtschaft, Raumplanung und Recht ermittelt und analysiert und daraus ein passgenaues, transparentes, partizipatives Verfahren der Stromnetzplanung entwickelt. Unabhängig voneinander hatten bosch&partner (Förderkennzeichen 03ET7501 B/C) und die TU Dortmund dem Projektträger Jülich 2012 Projektskizzen für FuE-Vorhaben im Bereich des Bundesnetzplans vorgelegt. Um die inhaltliche Abstimmung zwischen den Projekten zu gewährleisten, fand eine Kooperation beider FuE-Vorhaben statt, damit eine intensive Abstimmung der Schwerpunktsetzung und Vorgehensweise innerhalb der einzelnen Disziplinen (Recht, Technik, Planung) erfolgen konnte. 3 Planung und Ablauf des Vorhabens Das Projekt startete planmäßig am und war für eine Laufzeit von drei Jahren ausgelegt. Rechtzeitig vor Beendigung der geplanten Laufzeit wurde von der TU Dortmund eine kostenneutrale Verlängerung von drei Monaten beantragt. Durch die Verlängerung sollte die Möglichkeit geschaffen werden, die Modellbildung zu konkretisieren, da der Netzausbau nicht so schnell vorangeschritten ist, wie es sich zum Zeitpunkt der Antragstellung abzuzeichnen schien. Das Arbeitsprogramm des Forschungsprojektes orientierte sich an dem Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 26. Juli 2011 (BGBI. I: 1554) und dem Gesetz über Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus Elektrizitätsnetze vom 28. Juli 2011 (BGBI. I: 1690). Der Bundesgesetzgeber hat durch die Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) neue Verfahren und Instrumente der Energiefachplanung geschaffen und die Zuständigkeiten zu ihrer Anwendung neu geordnet. Die folgende Abbildung skizziert, wie sich die getrennten Disziplinen in einem integrierten interdisziplinären Planungsprozess zusammenfügen (vgl. Abbildung 1). Im ersten Jahr lag der Schwerpunkt auf der Analyse (Konstituierung der Arbeitsgruppe, Erarbeitung eines Thesen- und Fragenkatalogs, Vorstellung und Diskussion im Expertenworkshop). Zum Abschluss des ersten Jahres fand ein Expertenworkshop (in Zusammenarbeit mit bosch&partner) mit Vertretern aus Politik, Wissenschaft und Wirtschaft an der TU Dortmund statt, um die Ergebnisse zu verifizieren. Im zweiten Jahr folgte die Konzeptionsphase. In diesem Jahr wurden die einzelnen Disziplinen wieder zusammengeführt. Die Ergebnisse konnten im Anschluss in einer Fachkonferenz Anfang des dritten Jahres vorgestellt und diskutiert werden. Durch die Fachkonferenz wurde gewährleistet, dass ggf. weitere Aspekte in das zu erstellende Modell mit einfließen können. Die Evaluations- und Auswertungsphase war für das dritte Jahr vorgesehen. Aufgrund des verzögerten Netzausbaus (bislang hat noch kein Vorhaben die Bundesbedarfsplanung und 3

12 Planfeststellung nach NABEG vollständig durchlaufen) fand hier die Quantifikation des Modells mit seinen iterativen Prozessschritten statt. Das Modell ist nicht patentfähig, aber für die ganzheitliche Planungsebene für die Praxis, das heißt unter anderem von Netzbetreibern und Behörden, verwertbar. Abbildung 1: integrierte Arbeitsplanung (Quelle: eigene Darstellung) Die gewonnenen Erkenntnisse sollen eine Verbesserung des derzeitigen Planungsprozesses und letztendlich eine Beschleunigung von Infrastrukturprojekten ermöglichen. Demnach entspricht das Projektziel den Interessen des Bundes, sowohl die klimapolitischen als auch unternehmerischen Risiken, die mit einem stockenden Netzausbau einhergehen, zu verringern und den Ausbau erneuerbarer Energien voranzutreiben. Die Zuwendung ist notwendig, um die verschiedenen Fachdisziplinen in einem gemeinsamen Projekt zusammenzuführen und durch den Diskurs mit Vertretern aus Wissenschaft und Praxis ein Ergebnis mit hohem Verwertungspotenzial zu schaffen. Die intensive Zusammenarbeit wurde durch regelmäßige Projekttreffen und fachliche Arbeitstreffen gewährleistet. Synergien von einzelnen Arbeitspakten konnten dadurch gehoben werden. Darüber hinaus konnte durch die Arbeitstreffen mit dem Projekt Qualifizierung des Alternativenvergleichs als Mittel zur Beschleunigung und Akzeptanzsteigerung der Planung von Stromtrassen ein reger Austausch stattfinden. 4

13 Das vorliegende Vorhaben ist in die nachfolgenden Arbeitspakte (s. Tabelle 1) gegliedert. Der jeweilige Lehrstuhl, der für die Arbeitspaketleitung verantwortlich zeichnet, übernahm in dem entsprechenden Arbeitspaket die Aufgaben und Arbeiten des Projektmanagements. Tabelle 1: Gliederung der Arbeitspakete mit Lehrstühlen (Quelle: eigene Darstellung) Projektleitung: TU Dortmund, Fachgebiet RUR AP 1: technische Grundlagen der Netzarchitektur Arbeitspaketleitung ie³ Arbeitsumfang in Personalmonaten 12 AP 2: technische Unterstützung im Planungsbereich (Fragen zur Bündelung, Umsetzung, Kosten); Risikobewertung Arbeitspaketleitung ie³ Arbeitsumfang in Personalmonaten 6 AP 3: Verfahrensrecht und Verfahrensgestaltung Arbeitspaketleitung RUR Arbeitsumfang in Personalmonaten 15 AP 4: rechtliche Unterstützung im Planungsbereich Arbeitspaketleitung Arbeitsumfang in Personalmonaten RUR 3 Monate + externe fachgutachterliche Ausarbeitungen 3,3 Monate AP 5: Raumplanerische Aspekte der Netzausbaubedarfsplanung Arbeitspaketleitung VES Arbeitsumfang in Personalmonaten 7,5 AP 6: Raumplanerische Aspekte der vorhabenbezogenen Trassierungsplanung Arbeitspaketleitung VES Arbeitsumfang in Personalmonaten 10,5 4 Wissenschaftlicher und technischer Stand, an den angeknüpft wurde Die vorliegenden Vorarbeiten sind in die nachstehenden Lehrstühle untergliedert. Die jeweiligen Lehrstühle, die für die Arbeiten verantwortlich sind, brachten diese entsprechend in das Projekt 2012 mit ein. Raumplanung (Ver- und Entsorgungssysteme): Das Fachgebiet Ver- und Entsorgungssysteme beschäftigt sich innerhalb der Raumplanung insbesondere mit den Funktionen und räumlichen Strukturen von Systemen der Ver- und Entsorgung. Aufbauend auf Erfahrungen mit der großräumigen Leitungsplanung für die Gasversorgung in den Jahren 2000 bis

14 (Nordal-Leitung Bernau-Lubnin) hat sich das Fachgebiet Ver- und Entsorgungssysteme in der Raumplanung insbesondere im Rahmen eines Gutachtens für die Salzburger Landesregierung (im Unterauftrag der KEMA, Dresden im Jahr 2007 bis 2008) mit der Trassenermittlung und -bewertung über die Grenzen von Bundesländern hinweg beschäftigt. Hierbei wurden bereits erste Erfahrungen unter Einbeziehung von raumplanerischen Bewertungskriterien (z.b. Abstände zu Einzelhäusern und Siedlungsgebieten; Berücksichtigung von Siedlungserweiterungsgebieten und landschaftliche Einbindung) gesammelt. Parallel dazu wurden in Zusammenarbeit mit der Amprion GmbH Dortmund im Rahmen von mehreren Diplomarbeiten Methoden zur Abbildung der Standorteigenschaften und der Wirkungen von Freileitungen und Kabeln für die Höchstspannungsversorgung und zu deren Bewertung im Rahmen von Trassenvergleichen entwickelt. Verfahrensrecht (Raumplanungs- und Umweltrecht): Das Recht der Planungsverfahren bildet einen Schwerpunkt der Arbeit des Fachgebiets Raumplanungs- und Umweltrecht der Fakultät Raumplanung. Ausgangspunkte bilden insbesondere die für Planungsrecht paradigmatischen Verfahren der räumlichen Gesamtplanung im Raumordnungsgesetz und im Baugesetzbuch (dazu etwa: Kommentierung der 4, 4a, 4b in: Spannowsky/Uechtitz (Hg.): Beck OK BauGB, zahlreiche Lehr- und Vortragsveranstaltungen zu Form und Verfahren in der Bauleitplanung). Die verfahrensrechtlichen Herausforderungen des Stromnetzumbaus sind bzw. waren Gegenstand zweier am Fachgebiet betreuter Promotionsvorhaben und werden in mehreren Publikationen behandelt (bspw. Grigoleit/Janssen/Weisensee 2011: und Grigoleit/Weisensee 2011: ). Netzplanung (ie 3 ): Das Institut für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft (ie³) beschäftigt sich seit vielen Jahren mit dem Thema der Netzentwicklung für Verteilungs- und Transportnetze. So werden Lösungen entwickelt, um auf diese sich ändernden Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft zu reagieren und weiterhin einen sicheren Betrieb elektrischer Energieversorgungsnetze gewährleisten zu können. Die Kompetenz in diesem Aufgabenfeld beruht auf Forschungsarbeiten auf nationaler und internationaler Ebene. Als Beispiel sei das VDE-Positionspapier Übertragung elektrischer Energie (ETG Taskforce Übertragung elektrischer Energie 2010) als Ergebnis einer technischen Analyse von Technologiealternativen und einer Weiterentwicklung des Gesamtsystems Übertragungsnetz genannt. Zudem war das Institut an der Novellierung des EEG 2012 durch seinen Beitrag im EEG-Erfahrungsbericht, im Vorhaben III: Netzoptimierung, -integration und ausbau, Einspeisemanagement (Bömer 2011), beteiligt. Zu den untersuchten Technologiealternativen gehören u. a.: Drehstromübertragungen mittels Freileitung und Kabel Gasisolierte Übertragungstechniken Hochtemperaturleiterseile Leiterseilmonitoring Lösungen mit Hochspannungsgleichstromübertragungen (HGÜ) und Netzregler bzw. FACTS. 6

15 Zudem wurden Netzausbaupfade für zukünftige Versorgungsszenarien abgeleitet. Neben den Eingangsparametern werden sie vor allem durch die verwendete Technologie und die Planungsgrundsätze beeinflusst. Die Erfahrungen im Bereich der innovativen Betriebsmittel und der Netzentwicklung wurden im Rahmen von EU-Projekten, z. B. REALISEGRID 2012 und ICOEUR 2012, erweitert. Auf der Verteilnetzebene wurden im Rahmen des Förderprogramms Netze für die Stromversorgung der Zukunft technische Netzkonzepte für heutige und zukünftige Anforderungen bis 2030 geschaffen sowie Planungs- und Betriebsgrundsätze entwickelt (Netze für die Stromversorgung der Zukunft 2012). Darüber hinaus wurden die Möglichkeiten der Systemintegration der erneuerbaren Energien und die Anforderungen an das Verteilnetz im Rahmen der dena-verteilnetzstudie untersucht (dena 2012). Zudem wurde im Projekt Integrierte Optimierung zur Netzentwicklung und zum Übergang in neue Stromnetzstrukturen ein neuartiges Optimierungswerkzeug erforscht, das dem Netzbetreiber eine wirtschaftliche und technisch zulässige Netzentwicklung unter Planungsunsicherheiten ermöglicht (IO.Netz 2012). Aus Wissenschaft und Praxis waren verschiedene Experten der Fachrichtungen Informatik und Elektrotechnik an diesem Projekt beteiligt, das im Rahmen der Netze für die Stromversorgung der Zukunft gefördert wurde. 7

16 II Eingehende Darstellung der wissenschaftlichen Ergebnisse 1 Grundlagen der Netzarchitektur Der verbrauchsferne Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland und der Rückbau konventioneller Kraftwerke insbesondere im Rahmen des Atomausstiegs führen zu einem Erzeugungsüberschuss im Norden und Osten Deutschlands und gleichzeitig zu einem Erzeugungsdefizit in den Lastzentren im Süden Deutschlands. Dieser Wandel der Erzeugungsstruktur führt zu einem veränderten Transportbedarf elektrischer Energie durch das Übertragungsnetz. Besonders die Verbindungen zwischen Nord- und Süddeutschland erfordern eine erhöhte Transportkapazität, da über diese Strecken zukünftig mehr Leistung übertragen werden muss. Wird die Transportkapazität des Netzes nicht erweitert, gelangt das Netz an seine Stabilitätsgrenzen. Werden diese Grenzen überschritten, kommt es zu Versorgungsausfällen, die neben regionalen Auswirkungen, Auswirkungen auf das gesamte europäische Verbundnetz haben können. Um die Systemstabilität zu gewährleisten und einen sicheren sowie zuverlässigen Netzbetrieb sicherzustellen, ist eine Erweiterung der Transportkapazität des Übertragungsnetzes erforderlich. Die Erweiterung der Transportkapazität ist nicht zwangsläufig mit einem Netzausbau verbunden. Die Übertragungsnetzbetreiber folgen bei der Netzausbauplanung dem durch 11 Abs. 1 EnWG gestützten NOVA-Prinzip. Dieses Prinzip sieht vor, dass Netzoptimierungsmaßnahmen vor Netzverstärkungsmaßnahmen und diese wiederum vor Netzausbaumaßnahmen durchzuführen sind (vgl. Abbildung 2). Ziel dieser Reihenfolge ist es, einen kosteneffizienten Netzausbau und eine Minimierung umweltbezogener Auswirkungen zu erreichen, der die Ziele einer preisgünstigen, sicheren und umweltfreundlichen Energieversorgung nach 1 EnWG Abs. 1 ermöglicht. Dieses Vorgehen ist also von Übertragungsnetzbetreiben aus monetären Gründen zu befolgen, ein allgemeingültiger NOVA-Prozess existiert jedoch nicht. Dadurch ist es bspw. der Regulierungsbehörde nicht möglich, nach allgemeingültigen Kriterien zu prüfen, ob die von den Netzbetreibern identifizierten Netzmaßnahmen tatsächlich die kostengünstigsten Optionen zur Behebung von Netzengpässen darstellen. Nachfolgend wird ein Maßnahmenkatalog kapazitätserweiternder Maßnahmen beschrieben, der die technologischen Handlungsoptionen aufzeigt, welche den Übertragungsnetzbetreibern nach dem NOVA-Prinzip zur Verfügung stehen. Es wird eine Reihung der Maßnahmen des Katalogs nach technischer und ökonomischer Eignung durchgeführt. Die Lösungsoptionen werden schließlich hinsichtlich ihrer Kostenrelationen untereinander und der technischen Kapazitätserweiterungspotenziale gegenübergestellt. 8

17 Optimierung Verstärkung/ Ertüchtigung Netzausbau/ Neubau Anpassung der Netztechnologie durch Schalthandlungen Austausch von Masten oder Leiterseilen zur Erhöhung der elektr. Betriebsspannung Neubau von Stromtrassen Regulierung der Seildurchhänge Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen Monitoring der Leiterseiltemperatur Einsatz größerer Leiterseilquerschnitte Abbildung 2: Schematische Darstellung des NOVA-Prinzips (Quelle: eigene Darstellung) 1.1 Technologien für Optimierungsmaßnahmen Nach dem NOVA-Prinzip sind zunächst Optimierungsmaßnahmen zur Aufhebung von Kapazitätsengpässen durchzuführen. Dafür stehen den Netzbetreibern Handlungsoptionen wie das Leiterseilmonitoring oder der Einsatz von Netzreglern zur Verfügung Leiterseilmonitoring Die Strombelastbarkeit von Freileitungsverbindungen ist von der thermischen Belastbarkeit der Leiterseile abhängig. Bei den am häufigsten eingesetzten Leiterseilen (AL/St 4x264/34 und AL/St 4x564/72) beträgt die maximale Leiterseiltemperatur 80 C (vgl. OECOS 2011b). Eine höhere Leiterseiltemperatur ist nicht zulässig, da zum einen das Leitermaterial dadurch nachhaltig geschädigt wird und zum anderen der maximal zulässige Durchhang der Leiterseile überschritten wird und damit der Isolationsabstand zur Erde unzulässig klein wird. Für die standardmäßig eingesetzte Beseilung von Freileitungen ist nach DIN EN 50182:2001 die maximale Strombelastbarkeit für ungünstigste Umgebungsbedingungen definiert. In der Norm werden eine Umgebungstemperatur von 35 C und eine Windgeschwindigkeit von 0,6 m/s als planungsrelevante Umgebungsbedingungen festgelegt. Diese Umgebungsbedingungen treten nur sehr selten auf und sind daher als Extremfall zu betrachten. Für einen Großteil des Jahres werden dadurch maximal mögliche Leistungsflüsse begrenzt. Herrschen niedrigere Temperaturen oder treten stärkere Windgeschwindigkeiten auf werden die Leiterseile stärker gekühlt und es ist folglich eine höhere Strombelastbarkeit möglich. Durch die Messung der tatsächlichen Umgebungsbedingungen kann die tatsächliche Strombelastbarkeit der Leitungsverbindung berechnet werden und dadurch die real zur Verfügung stehende Transportkapazität ausgenutzt werden. Die Potenziale der Kapazitätserhöhung werden mit 15 % im Süden Deutschlands bis zu 50 % im Norden Deutschlands angegeben (vgl. Schmale 2012). 9

18 1.1.2 Netzregler bzw. FACTS Der Leistungsfluss im vermaschten Drehstromnetz wird durch die Impedanzverhältnisse der einzelnen Leitungen im Netz zueinander bestimmt. Geschaltete Kompensations- und Regelelemente und leistungselektronische Netzregler (sog. FACTS) ermöglichen es, die Impedanzen gezielt zu beeinflussen und damit den Lastfluss im Drehstromnetz zu steuern. Konventionell werden Kondensatoren oder Spulen zur Quer- oder Längskompensation eingesetzt, die durch Lasttrennschalter zu- oder abgeschaltet werden. Schrägregeltransformatoren ermöglichen eine kombinierte Quer- und Längsregelung. Für schnelle, häufigere und besser geregelte Schaltungen kommen leistungselektronische Schaltungen zum Einsatz. (vgl. VDE 2010) Querregelnde konventionelle Netzregler oder SVC und STATCOM sind seit Jahren vielfach weltweit im Einsatz und gelten als Stand der Technik. STATCOM werden vor allem zur Spannungsunterstützung an großen Industriestandorten verwendet. Längsregelnde Netzregler SC oder TCSC dienen international als Stabilitätsverbesserung sehr langer Übertragungsleitungen. Sie sind am Markt etabliert, aber nur in wenigen Installationen realisiert. Schrägregler sind Stand der Technik und werden bereits vielfach eingesetzt. (vgl. Fuchs/Mittelstaedt/Natemeyer, et al. 2012) Durch den Einsatz von querregelnden Elementen kann der Spannungsbetrag durch die gezielte Bereitstellung von Blindleistung beeinflusst werden. Die Bereitstellung von Blindleistung erfolgt lokal, um die Übertragungskapazität des Netzes nicht zu strapazieren. FACTS erlauben eine schnelle und präzise Reaktion auf Netzstörungen und Fehler. Längsregelnde Netzregler ermöglichen die gezielte Beeinflussung der Impedanzen und das Aufprägen von Zusatzspannungen, durch die der Leistungsfluss beeinflusst und auf benachbarte Leitungen verschoben werden kann. Aufgrund der Spannungsbeeinflussung ist meist auch eine querregelnde Komponente notwendig. (vgl. Heuck/Dettmann/Schulz 1984: 271 ff.) Leistungsflussregelung ermöglicht eine gleichmäßigere Auslastung der Betriebsmittel. So können Übertragungsreserven auf freien Korridoren speziell in Notfallsituationen genutzt werden. Darüber hinaus wird durch den Einsatz von Netzreglern eine Erhöhung der Flexibilität im Netzbetrieb erreicht. Kompensationseinrichtungen verbessern die Stabilität des Netzes permanent. Die Verschiebung von Leistungsflüssen dient jedoch lediglich als stabilisierende Notfallmaßnahme, die im Normalbetrieb nicht dazu dienen kann, die Übertragungsfähigkeit zu steigern. Die Koordination der Elemente ist notwendig, um gegenseitige negative Beeinflussung zu vermeiden und eine effiziente Nutzung zu gewährleisten. 1.2 Technologien und Maßnahmen der Netzverstärkung Reichen Netzoptimierungsmaßnahmen nicht aus, um die zusätzlich erforderliche Transportkapazität zur Verfügung zu stellen sind Netzverstärkungsmaßnahmen hinsichtlich ihrer Eignung zur Kapazitätserhöhung zu überprüfen. Zu diesen Maßnahmen gehören die Neubeseilung einer Leitungsverbindung mit Hochtemperaturleiterseilen sowie die Umrüs- 10

19 tung bestehender Leitungsverbindungen auf HGÜ-Technik, die Erhöhung der Spannungsebene sowie die Installation zusätzlicher Stromkreise sofern dies in der existierenden Trasse realisierbar ist Erhöhung des Leiterquerschnitts Der maximal zulässige Strom eines Stromkreises ist einerseits von der zulässigen Maximaltemperatur im Dauerbetrieb und andererseits vom Leiterquerschnitt abhängig. Mit einem steigenden Leiterquerschnitt sinkt die Stromdichte im Leiter und dadurch dessen Erwärmung bei konstantem Strom. Dadurch wird durch eine Erhöhung des Leiterquerschnitts die Übertragungskapazität gesteigert. (vgl. Heuck/Dettmann/Schulz 1984: 215 ff.) Ein höherer Leiterquerschnitt bedeutet ein höheres Gewicht der Leiterseile. Eine Erhöhung des Querschnitts ist als Verstärkungsmaßnahme also nur möglich, sofern die statische Tragfähigkeit der vorhandenen Masten ausreicht, eine neue Beseilung aufzunehmen. Darüber hinaus steigt durch höhere Betriebsströme die magnetische Flussdichte, deren Grenzwerte in Bodennähe nach 26. BImschV 3 einzuhalten sind. Ein größerer Querschnitt verringert die Impedanz des Stromkreises und beeinflusst damit die Verteilung der Lastflüsse im Netz, was bei der Bewertung der Technologien zu berücksichtigen ist. (vgl. VDE 2010) Hochtemperaturleiterseile Durch Hochtemperaturleiterseile (HTLS) kann die Übertragungsfähigkeit bestehender Freileitungen erhöht werden. Sie lassen eine Erwärmung von deutlich über 80 C zu. In (dena 2010) werden HTLS mit einer maximalen Betriebstemperatur von 150 C als Stand der Technik beschrieben, was eine Kapazitätserhöhung um den Faktor 1,5 gegenüber herkömmlichen Freileitungen bedeutet (vgl. dena 2010). Es wird zwischen zwei Typen von Hochtemperaturleiterseilen unterschieden. Sogenannte konventionelle Hochtemperaturleiter (TAL) unterscheiden sich im Aufbau nicht von Standardleiterseilen, die Materialien sind jedoch so bearbeitet, dass sie deutlich höhere Leiterseiltemperaturen zulassen. Der Durchhang ist bei höheren Leiterseiltemperaturen höher als bei Standardseilen, wodurch ggfs. eine Erhöhung vorhandener Masten oder eine Anpassung der Maststatik erforderlich wird. (vgl. VDE 2010) Daneben existieren HTLS mit einem Kern aus Keramik-Faser-Aluminium-Verbundstoff (ACCR) Kohlefaser-Verbundstoff (ACCC). Diese Ausführungsformen enthalten einen nichtleitenden Kern, der vom Leiterseil umgeben ist. Die Seile werden nur am Leiterkern abgespannt, wodurch das Kernmaterial allein das Ausdehnungsverhalten bei höheren Temperaturen bestimmt. Verbundstoff-HTLS führen dadurch bei erhöhten Temperaturen zu geringeren Durchhängen. (vgl. 3M 2013, dena 2014a) Die Kosten von HTLS liegen nach (VDE 2010) um den Faktor 1,1 bis 6 höher als Standardleiterseile. Eine Umrüstung kann darüber hinaus kurzfristig mit geringem Planungsaufwand umgesetzt werden. Die Eignung einer Umbeseilung bestehender Freileitungen gegenüber einem Neubau ist unter regulatorischen, technischen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten im Einzelfall zu prüfen. Aus systemtechnischer Sicht ist zu beachten, dass der Einsatz von HTLS auf einer Trasse nicht automatisch mit einer Entlastung der Trasse verbun- 11

20 den ist, da die Impedanz von HTLS identisch mit herkömmlichen Leiterseilen ist. Eine Entlastung des Netzes durch den Einsatz von HTLS erfordert dabei etwa den Einsatz von laststeuernden Betriebsmitteln wie bspw. Schrägregeltransformatoren, die eine Erhöhung des Stromflusses auf HTLS-Verbindungen ermöglichen. (dena 2014a) Erhöhung der Spannungsebene und zusätzliche Stromkreise Wird eine Trasse mit einer geringeren elektrischen Spannung betrieben als die Auslegungsspannung, kann eine Anhebung der Betriebsspannung des betroffenen Stromkreises in der vorhandenen Trasse durchgeführt werden. Eine Spannungserhöhung führt zu kleineren Betriebsströmen bei gleichbleibender Leistungsübertragung bzw. einer erhöhten Leistungsübertragung bei maximaler Strombelastung. Ist die bestehende Infrastruktur nicht für eine höhere Betriebsspannung geeignet, kann in vorhandener Trasse ein Ersatzneubau durchgeführt werden (bspw. M257 des NEP 2013). Eventuelle Umbauten der betreffenden Umspannwerke sind zu berücksichtigen. Es ergeben sich zudem höhere elektrische Feldstärken, für die die geltenden Grenzwerte nach 26. BImschV eingehalten werden müssen. Bei unvollständiger Beseilung vorhandener Freileitungstrassen kann die Trasse um weitere Stromkreise auf freien Traversen ergänzt werden. Zusätzliche Stromkreise verringern auf einer Trasse die Impedanz und haben dadurch einen Einfluss auf die Verteilung der Lastflüsse im Netz. Die systemtechnischen Auswirkungen sind anhand von Leistungsflussrechnungen zu analysieren Umrüstung auf HGÜ Nach Bruns/Futterlieb/Ohlhorst et al. (2012) können Drehstrom-Freileitungstrassen grundsätzlich zu Gleichstromübertragungs- (HGÜ-)-Trassen umgebaut werden. An den Endpunkten der Leitungen werden hierbei jedoch Konverterstationen benötigt. Vorhandene Masten und Leiterseile können dafür i.d.r. weiter verwendet werden. Mit einem ±500 kv-hgü-system kann auf der gleichen Strecke etwa die 2,5-fache Leistung gegenüber einem klassischen 380 KV-AC-System übertragen werden bei gleichzeitiger Halbierung der Übertragungsverluste. Der Planungs- und Realisierungsaufwand reduziert sich gegenüber Neubaustrecken signifikant, da durch die Umrüstung der vorhandenen Infrastruktur kein Neubau notwendig ist, wodurch zeitintensive Planfeststellungsverfahren entfallen. Darüber hinaus ist es grundsätzlich möglich, Gleichstrom und Drehstrom auf einem Gestänge in einer Trasse zu realisieren. Auf bestehenden Höchstspannungstrassen mit zwei Systemen kann zusätzliche Leistung übertragen werden, indem eines der beiden 380 kv- Wechselstrom-Systeme auf 400 kv-hgü umgestellt wird (vgl. BBPlG, Vorhaben 2). 1.3 Technologien für den Netzausbau Hochspannungsdrehstromübertragung mittels Freileitung in 380 kv Die Hochspannungsdrehstromübertragung (HDÜ) mittels Freileitung ist die am häufigsten eingesetzte Übertragungstechnologie im Höchstspannungsnetz. Freileitungen bestehen in der Regel aus Stahlgittermasten und sind zwischen 40 und 70 Metern hoch. Die Bauform, - art und Dimensionierung der Masten wird durch die Anzahl der Stromkreise, deren Spannungsebene, die möglichen Mastabstände und einzuhaltende Begrenzungen hinsichtlich 12

21 der Schutzstreifenbreite oder Masthöhe bestimmt. Die Breite einer 380 kv-trasse liegt typischerweise bei ca. 30 m. Hinzu kommt ein Schutzstreifen von etwa 70 m Breite, der von höherem Bewuchs freizuhalten ist und dessen landwirtschaftliche Nutzung eingeschränkt ist. (vgl. dena 2014a und Heuck/Dettmann/Schulz 1984) Auf einer Trasse kommen in der Regel zwischen zwei und vier Übertragungssysteme (Stromkreise) zum Einsatz, die jeweils aus drei Bündelleitern, wobei jeder Bündelleiter aus bis zu vier (üblich sind vier), durch Abstandshalter auseinandergehaltenen, Einzelseilen bestehen. (dena 2014a) Durch eine begrenzte Trassenverfügbarkeit und der Diskussion um Umweltbeeinträchtigungen von Freileitungen sind in der Vergangenheit Anstrengungen unternommen worden, Hochspannungsfreileitungen kompakter zu gestalten. (s. bspw. Friedrich et al. 2012) Dabei sind Aspekte wie magnetische und elektrische Feldstärken, veränderte mechanische Beanspruchungen, eingeschränkte Spannfeldlängen durch das Ausschwingverhalten der Beseilung und dadurch eine höhere Mastanzahl und höhere Kosten, Alterung von Verbundmaterialien sowie eine eingeschränkte Zugänglichkeit bei der Durchführung von Instandhaltungsmaßnahmen zu beachten. (dena 2014a) Vorteile der HDÜ-Technik bestehen insbesondere darin, dass ein Großteil der auftretenden Fehler im Netz (einpolige Fehler) schnell erkannt und durch automatische Kurzunterbrechungen (KU) des betroffenen Stromkreises versorgungsunterbrechungsfrei behoben werden können, wodurch eine hohe Verfügbarkeit bei Freileitungen erzielt werden kann Drehstromübertragung mittels Erdkabel 380 kv Zur Übertragung von elektrischer Leistung im Höchstspannungsnetz können auch Erdkabel eingesetzt werden. Ein Kabelsystem mit drei Einleiterkabeln à 2500mm² kann ohne zusätzliche Kühleinrichtung in der Regel eine elektrische Leistung von etwa 1000 MVA übertragen. (vgl. OECOS 2011b) Um ein 380 kv-freileitungssystem zu ersetzen sind bei gleicher Übertragungsleistung zwei dreiphasige 380kV-Kabelsysteme notwendig. Bei einem Bemessungsstrom von 2700 A ergibt sich damit ein Kabelgraben von ca. 15m Breite (Tiefe ca. 2m). Inklusive Arbeitsstreifen ergibt sich eine Gesamtbreite von bis zu 40m. Geographische Besonderheiten (Gebirge etc.) können Abweichungen erforderlich hervorrufen. Waldgebiete erfordern bspw. einen zusätzlichen Abstand von 5m auf beiden Seiten um das Hineinwachsen von Wurzelwerk zu vermeiden. (VDE 2010) Durch diagnostische Prüfungen und entsprechende Monitoringsysteme können Kabelanlagen überwacht und etwaige Fehlersituationen frühzeitig erkannt werden. Für 380 kv-kabel existieren in Deutschland und international keine weitreichenden Betriebserfahrungen. Bisherige Installationen beschränken sich auf wenige Kilometer in Spezialanwendungen (bspw. die 380-kV-Diagonalverbindung in Berlin). Die Kosten für Kabelinstallationen sind stark von den örtlichen Begebenheiten abhängig, insbesondere der Bodenbeschaffenheit und den damit verbundenen Tiefbaukosten. Die Investitionskosten einschließlich Kompensationsanlagen werden mit vier- bis zehnfachen Investitionskosten von Freileitungen vergleichbarer Übertragungsleistung angenommen. (Novitskiy/Arlt et al. 2012) 13

22 Der Bau von Kabelstrecken erfordert einen umfangreichen Eingriff in Natur und Landschaft. Der Schutzstreifen darf nicht überbaut werden und muss dauerhaft von tiefwurzelndem Bewuchs freigehalten werden. Die hohe Leiter-Erdkapazität erfordert ca. alle km eine Kompensationsanlage. Alle m sind Muffen mit komplexer Feldsteuerung notwendig, die technisch aufwändig und sehr präzise auszuführen sind. Etwaige Fehler im Betrieb führen zu wesentlich längeren Reparaturdauern. Dies führt zu längerer Nichtverfügbarkeit im Fehlerfall. (vgl. dena 2014a) Abschnittsweise Verkabelung von Übertragungsstrecken TVK Eine Teilverkabelungslösung entspricht der grundlegenden Technologie von Freileitung und Kabel. Bei diesen sog. Hybridleitungen sind besondere Anforderungen an den Netz- und Überspannungsschutz zu beachten. Bei Freileitungen werden Fehler durch eine Kurzunterbrechung (KU) der betroffenen Phase behoben, ohne dass es zu einer Versorgungsunterbrechung kommt. Dies kann bei kombinierten Leitungen aufgrund der Kabelanteile nicht durchgeführt werden, da einpolige Kabelfehler stets einen nicht selbstheilenden Isolationsfehler bedeuten. Daher sind bei TVK-Lösungen komplexere Schutzverfahren notwendig (vgl. Bosch & Partner 2014). Neben besonderer Berücksichtigung des Netz- und Überspannungsschutzes gelten dieselben Einschränkungen wie bei reinen Kabel- und Freileitungs- Systemen Gasisolierte Leitungen (GIL) Bei gasisolierten Leitungen (GIL) wird ein Isoliergasgemisch aus Stickstoff (80%) und SF 6 (20%) verwendet. GIL in der Höchstspannung bestehen aus einem Aluminiumleiter und einem nahtlos geschweißtem, gedichteten Aluminium-Mantelrohr. Die GIL-Technik eignet sich zur Verlegung in Erde (ca. 7m Trassenbreite) oder im Tunnel. In der Regel wird die Technologie nur für kurze Abschnitte eingesetzt, sodass keine Längsimpedanz oder Lastfluss-Steuerung notwendig wird (notwendig erst bei längeren GIL im Verbundsystem durch die geringe Impedanz von GIL). (vgl. VDE 2010) Der Einsatz von GIL-Systemen bleibt vereinzelt auf Sonderanwendungen beschränkt. Die Kosten liegen um das 6- bis 12-fache höher als Freileitungen vergleichbarer Leistung. GIL haben gegenüber VPE-Kabeln eine höhere Übertragungsfähigkeit und liegen mit 3000 MVA im Bereich von Freileitungen. Dadurch ergibt sich eine geringere Trassenbreite als bei VPE- Kabeln. Im Gegensatz zu VPE-Kabeln sind längere Strecken ohne Blindleistungskompensation möglich. Die Betriebseigenschaften ähneln stark einer Freileitung. Im Fehlerfall sind bei GIL-Systemen Kurzunterbrechungen möglich. (dena 2014a) Die kostenintensive Bauweise führt zum Einsatz auf kurzen Strecken, bspw. zur Anbindung von Lastzentren und Ballungsgebieten. Betriebserfahrungen parallel zu oder im eng vermaschten 380kV-Netz liegen nicht vor Hochspannungsgleichstromübertragung Bei der Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) wird Drehstrom erst gleichgerichtet, dann von einem Punkt zu einem anderen übertragen und dort wieder in Drehstrom um- 14

23 gewandelt. Die Umwandlung von Dreh- in Gleichstrom und andersherum erfolgt an den Enden der Übertragungsstrecke in Konverterstationen. Die Übertragung kann sowohl in Kabel- als auch in Freileitungstechnik erfolgen. Bei hohen Übertragungsleistungen werden bevorzugt Freileitungen verwendet. Beim Betrieb von HGÜ-Systemen und der Übertragung von Wirkleistung wird keine Blindleistung benötigt. Die Steuerbarkeit der Stromrichter ermöglicht eine schnelle Anpassung der Übertragungsleistung unabhängig von den Vorgängen im Drehstromnetz. Es wird grundsätzlich zwischen klassischen und VSC-HGÜ- Systemen unterschieden. Bei sogenannten klassischen HGÜ-Systemen werden netzgeführte Leistungsthyristoren mit Gleichstromzwischenkreis eingesetzt, die ein- aber nicht ausschaltbar sind, wodurch sich leistungsfähige Stromrichterstationen an einem Wechselstromnetz wirtschaftlich aufbauen lassen. (VDE 2010) Klassisch ausgeführte Umrichter haben im Betrieb einen Blindleistungsbedarf aus dem Drehstromnetz, der etwa 50%-60% der Wirkleistung entspricht. Klassische HGÜ-Systeme können in Abhängigkeit der Spannungsebene als Freileitung oder Kabel ausgeführt werden. (dena 2014a) Der Leistungsbereich klassischer HGÜ-Systeme erstreckt sich von MW bei einer Spannung von bis zu ±800 kv. Die Übertragung an Land erfolgt i.d.r. durch Freileitungen. Kabelübertragung ist bei der Verwendung von masseimpregnierten Kabeln bis ±500 kv möglich. Die Verwendung von VPE-Kabeln gilt bis zu Betriebsspannungen von ±320 kv als Stand der Technik. In Europa kommt die Technologie aufgrund der üblicherweise geringen Übertragungsentfernung bisher vorwiegend bei Seekabelverbindungen zum Einsatz. (vgl. dena 2014a) Bei VSC-HGÜ-Systemen handelt es sich um selbstgeführte Stromrichter mit Gleichspannungszwischenkreis. Hier kommen besondere Halbleiterbauelemente zum Einsatz, die sich ein- und ausschalten lassen. Dadurch kann die Blindleistungsaufnahme im Gegensatz zu klassischen HGÜ-Systemen unabhängig vom Wirkleistungsfluss geregelt werden. So können Konverterstationen zur Blindleistungssteuerung im Drehstromnetz eingesetzt werden und bieten einen besonderen Vorteil bei der Integration der Technologie in das Drehstromnetz. Außerdem können kompaktere Umrichterstationen gebaut werden als bei klassischen HGÜ-Systemen, was zu einem geringeren Platzbedarf führt. Der Leistungsbereich von VSC- HGÜ-Systemen erstreckt sich von MW bei einer Betriebsspannung von bis zu ±320 kv. (dena 2014a) Die Kosten von HGÜ-Systemen sind stark von der Übertragungsaufgabe abhängig und lassen sich daher nicht verallgemeinern. Die Kosten einer Gleichstromleitung liegen bei gleicher Übertragungskapazität aufgrund geringerer Verluste, Materialeinsparungen und kompakterer Bauweise unter den Kosten einer Drehstromleitung. Hinzu kommen die Kosten der Umrichterstationen, wodurch HGÜ-Systeme erst bei längeren Übertragungsstrecken ab ca. 600 km wirtschaftlicher als Drehstromsysteme werden. (dena 2010) Die HGÜ-Technik stellt eine wichtige Alternative für die Übertragung hoher Leistungen über große Entfernungen dar, da Wirkleistung verlustfrei übertragen werden kann. Durch die Steuerbarkeit des Leistungsflusses kann Einfluss auf das umgebene Drehstromnetz genommen werden. Speziell VSC-HGÜ-Systeme zeichnen sich dadurch aus, dass sich Blind- und 15

24 Wirkleistung sehr schnell und getrennt voneinander regeln lassen. So kann in kürzester Zeit die volle Blindleistung an den Konverterstationen zur Verfügung gestellt und damit ein wichtiger Beitrag zur lokalen Stabilität des Übertragungsnetzes geleistet werden. 1.4 Kriterien zur Technologiebewertung Die zuvor beschriebenen Technologien zur Optimierung, Verstärkung und dem Ausbau von Stromnetzen lassen sich anhand technischer, ökologischer sowie ökonomischer Kriterien spezifisch charakterisieren und bewerten. Die Übertragungsaufgabe, charakterisiert durch die erforderliche Übertragungsleistung sowie die Übertragungsentfernung, hat wesentlichen Einfluss auf die Eignung der zuvor dargestellten zur Verfügung stehenden Technologieoptionen der Höchstspannungsebene. So eignen sich für kürzere Übertragungsstrecken von bis zu 600 km Länge unabhängig von der notwendigen Übertragungsleistung Drehstromtechnologien. Für längere Übertragungsentfernungen werden HGÜ-Systeme interessant, die aufgrund hoher Fixkosten verursacht durch die notwendigen Konverterstationen an den Anfangs- und Endpunkten bei kürzeren Verbindungen gegenüber HDÜ-Verbindungen unwirtschaftlich sind (vgl. dena 2010). Für den Vergleich einzelner Technologieoptionen und die Schaffung einer Entscheidungsgrundlage ist es daher zweckmäßig, Entscheidungen in Abhängigkeit charakteristischer Übertragungsaufgaben zu treffen. Die Übertragungsaufgabe lässt sich dafür anhand der Übertragungskapazität und der Länge der Übertragungsstrecke charakterisieren. Die Darstellung der Potenziale zur Verfügung stehender Technologien hinsichtlich charakteristischer Übertragungsaufgaben erfordert die Definition von Bewertungskriterien, die die Vergleichbarkeit der betrachteten Technologien gewährleisten. In Tabelle 2 sind die wesentlichen Bewertungskriterien aufgelistet, die einen allgemeinen Technologievergleich erlauben. Es wird zwischen technischen (allgemeinen, bautechnischen und systemtechnischen) sowie ökonomischen und ökologischen Bewertungskriterien unterschieden. Daneben sind zusammenfassend die Eigenschaften der Unterkriterien auf der Basis von (Novitskiy/Arlt et al. 2012) dargestellt. Da es sich hierbei um eine Kombination von monetär und nicht-monetär bewertbaren Kriterien handelt ist die Anwendung eines multikriteriellen Entscheidungsverfahrens notwendig. In (dena 2010) und Fuchs/Mittelstaedt/Natemeyer et al. (2012) werden zwei solcher Verfahren angewendet. In (dena 2010) wird eine Nutzwertanalyse für den Technologievergleich angewendet. In Fuchs/Mittelstaedt/Natemeyer et al. (2012) wird dafür ein Analytisch Hierarchischer Prozess (AHP) eingesetzt. Beide Methoden haben gemeinsam, dass zunächst Hauptkriterien definiert werden, deren Unterkriterien anhand eines Paarvergleiches hinsichtlich ihrer Wichtigkeit gewichtet werden. Die Hauptkriterien werden sodann wiederum in einem Paarvergleich hinsichtlich ihrer Wichtigkeit miteinander verglichen. Jedes Unterkriterium erhält schließlich eine Bewertungsskala, anhand derer jede Technologie für die charakteristischen Übertragungsaufgaben bewertet werden. Über die Gewichtung der Unterkriterien erhält man einen Nutzwert für jedes Hauptkriterium. Aus den Nutzwerten der Hauptkriterien lässt sich wiederum über die Gewichtung der Hauptkriterien der Gesamtnutzwert einer Technologie für jede charakteristische Übertragungsaufgabe bestimmen. Für weitere Details wird auf (dena 2010) bzw. Fuchs/Mittelstaedt/Natemeyer et al. (2012) verwiesen. 16

25 Tabelle 2: Wesentliche Bewertungskriterien der Übertragungstechnologien (nach Novitskiy, A./Arlt,D. et al. (2012)) Technische Kriterien Auswirkungen/Optionen Errichtungsdauer - Aufwand für die Planung, Umsetzung und Inbetriebnahme (rein technische Umsetzung) Eingriff in das Ökosystem - Gräben für die Kabelverlegung (während des Baus) - Fundamente bei Freileitungen Zufahrtsstraßen - Zugänglichkeit der Trasse Elektrische Festigkeit - Spannungsfestigkeit, KS-Stromfestigkeit Verluste - Spannungsverluste (lastunabhängig), Stromverluste (lastabhängig), zusätzliche Arbeits- und Leistungsverluste Betriebserfahrung - Basiert auf Erfahrungswerten Schutz- und Sekundärtechnik - Aufwand der Schutzeinrichtungen zur Fehleridentifikation, erforderliche Sekundärtechnik Kompatibilität zum Drehstrom-system - Beschreibt die Integrierbarkeit in das vorhandene Drehstromsystem Entwicklungspotenzial - einer Technologie basiert auf Einschätzungen von Forschung und Industrie Belastbarkeit - Thermische Belastbarkeit der Übertragungstechnologie Überlastbarkeit - Fähigkeit, Betriebsmittel zu überlasten. - Leistungsreserve im Normalbetrieb Lebensdauer - Zeit, in der das Betriebsmittel ohne Austausch der Kernkomponenten mit der Kernaufgabe genutzt werden kann - Werte des Kriteriums basieren in erster Linie auf Erfahrungswerten und Prognosen für neuartige Technologien Versorgungssicherheit, Fehlerverhalten Nichtverfügbarkeit - Ausfallhäufigkeit - Verfügbare Restleistung in Abhängigkeit von einzelnen Leitungsausfällen (Redundanz) - mögliche Fehlerquellen der Technologie Aufwand der Fehlerbehebung - Reparaturdauer - Zugänglichkeit der Fehlerstelle - Aufwand der Maßnahmen zur Fehlerbeseitigung Blindleistungsbedarf - Blindleistungsbedarf aufgrund der Übertragungseigenschaften Fähigkeit zur Lastfluss-steuerung, Einfluss auf die Systemstabilität - Regelbarkeit, Bereitstellung von Blindleistung, Dämpfung von Oberschwingungen 17

26 Ökologische Kriterien Auswirkungen/Optionen Visuelle Auswirkungen - Sichtbarkeit der Technologie - Beeinträchtigung des Landschaftsbildes Kommunale Ebene - Tourismus/Naherholung - Ortsentwicklung - Landentwertung - Kultur- und Sachgüter Akustische Auswirkungen - Betriebsgeräusche (z.b. Koronaentladungen) Elektrische und magnetische Felder - Existenz und Ausprägung elektrischer und magnetischer Felder im Betrieb Eingriff während der Bauphase - Aushebungen, Wegebau, Fundamente Trassennutzung - Möglichkeiten, die Trasse anderweitig zu nutzen (Überbauung, Landwirtschaft) Trassenbreite - Notwendige Flächennutzung (Flächenverbrauch) - Breite des Schutzstreifens Sonstige Auswirkungen/Optionen nicht-technische Kriterien Akzeptanz - Proteste, Einsprüche, Einstellung, Meinungen Ökonomische Kriterien Investitionskosten Lebensdauer differenziert nach Betriebsmitteln Betriebskosten über die Lebensdauer Gesamtkosten über die Lebensdauer Das Ergebnis der multikriteriellen Analyse ist ein Technologievergleich, in dem statische Eigenschaften miteinander verglichen werden. Das dynamische Verhalten der betrachteten Technologien im Systemverbund wird dabei nicht berücksichtigt. Dafür sind nachgelagert spezielle systemtechnische Untersuchungen durchzuführen. Die Ergebnisse der beiden genannten Studien geben an, wie gut sich die einzelnen Technologien für die charakteristischen Übertragungsaufgaben eignen. Tendenziell kommen beide Studien zu vergleichbaren Ergebnissen. So bietet für kurze bis mittlere Übertragungsstrecken von 150 km bzw. 300 km 380 kv-hdü-freileitungslösungen das größte Potenzial. Für längere Übertragungsstrecken ab 600 km stellen Gleichstromlösungen geeignete Alternativen zur Drehstromtechnik dar. Kabellösungen stellen in beiden Studien geringe Potenziale zur Erfüllung der charakteristischen Übertragungsaufgabe dar. (s. Tabelle3) Dies ist besonders auf die hohen wirtschaftlichen Auswirkungen zurückzuführen sowie die hohen Anforderungen an die systemtechnische Integration in das vorhandene Drehstromsystem. Zu beachten ist dabei, dass jeweils eine vollständige Verkabelung der Übertragungsstrecken bewertet wurde. Teilverkabelungslösungen wurden in der Betrachtung nicht berücksichtigt. Diese Option wird in Leprich/Ritzau/Igel (2011) technisch-wirtschaftlich untersucht. Im 18

27 Gegensatz zu einer Vollverkabelung stellen TVK-Lösungen demnach zukünftig realistische Umsetzungsalternativen für den Netzausbau dar. Tabelle 3: Technologien mit höchster Priorität für charakteristische Übertragungsaufgaben (Quelle: Fuchs et al. 2012) Charakteristische Übertragungsaufgaben Technologien 2 GW 4 GW 150 km Freileitung 380 kv Freileitung 380 kv 300 km Freileitung 380 kv Freileitung 380 kv 600 km HGÜ VSC Freileitung HGÜ VSC Freileitung Die Ergebnisse der dargestellten Studien zeigen tendenziell die Eignung einzelner Technologietypen für charakteristische Übertragungsaufgaben auf. So kann daraus abgeleitet werden, dass sich für kleine bis mittlere Übertragungsaufgaben von kurzer bis mittlerer Distanz HDÜ-Freileitungslösungen am besten eignen. Für mittlere bis lange Übertragungsentfernungen unabhängig von der Übertragungsleistung dominieren die Potenziale der HGÜ- Technologien. Das Potenzial von Realisierungen durch Vollverkabelung einzelner Übertragungsstrecken bleibt für alle betrachteten Übertragungsaufgaben unterlegen. Dies begründet sich insbesondere durch die hohen technologischen Anforderungen sowie die sehr hohen Kosten, die laut Novitskiy/Arlt et al. (2012) das 3 bis 10-fache einer Freileitungsverbindung betragen. In Leprich/Ritzau/Igel (2011) werden TVK-Lösungen als technische Alternative zur Reduktion von Konflikten, Beschleunigung des Verfahrens sowie einer Erhöhung der Akzeptanz untersucht. Geringe Verkabelungsanteile lassen sich technologisch mit vertretbarem Aufwand in das Netz integrieren und können auf ausgewählten Trassenabschnitten zu einer Minderung der Raumkonflikte oder naturschutzrechtlicher Belange beitragen sowie eine Steigerung der Akzeptanz bewirken. 1.5 Technischer Planungsprozess des Übertragungsnetzes Aufgabe der technischen Netzplanung ist es, den langfristig erforderlichen technischen Netzbedarf zu bestimmen und daraus Handlungsstrategien in Form von Investitionsmaßnahmen abzuleiten, die die zukünftigen Anforderungen an das Netz erfüllen und einen sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes gewährleisten. Bei der Dimensionierung sind erforderliche Freiheitsgrade für den Netzbetrieb zu berücksichtigen. Die Basis der langfristigen Netzentwicklungsplanung stellt die zukünftige Übertragungsaufgabe dar. Diese wird im Rahmen der langfristigen Übertragungsnetzplanung im Szenariorahmen festgelegt (vgl. ÜNB 2011). Er enthält mindestens drei verschiedene energiewirtschaftliche Planungsszenarien, die für die nächsten zehn Jahre die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen externer Faktoren, die die Übertragungsaufgabe direkt oder indirekt bestimmen, repräsentieren. Die externen Einflussfaktoren der Übertragungsaufgabe werden dabei durch die mittel- bis langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung bestimmt und sind in Abbildung 3 überblicksweise dargestellt. 19

28 Konventionell EE Last Externe Einflussfaktoren der Übertragungsaufgabe Preise Markt Regulierung CO 2 -Preis Abbildung 3: Überblick externer Einflussfaktoren der Übertragungsaufgabe (Quelle: eigene Darstellung) Einzelne Szenarien der zukünftigen Versorgungsaufgabe zeichnen sich durch unterschiedliche Ausprägungen der dargestellten Faktoren aus. Es ist Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber, ein sogenanntes Leitszenario zu erstellen, das die wahrscheinlichste Entwicklung der Versorgungsaufgabe repräsentiert. Dieses Szenario wird für zehn weitere Jahre fortgeschrieben und stellt die zentrale Planungsgrundlage des aktuellen Netzausbauplanungsprozesses dar. (vgl. ÜNB 2012) Der Prozess zur Ermittlung des notwendigen Netzbedarfs unterteilt sich aufbauend auf dem Szenariorahmen in zwei Phasen: 1. Zur Bestimmung des Übertragungsbedarfs im Übertragungsnetz werden mithilfe einer Marktsimulation stündliche Last- und Einspeisesituationen (Netznutzungsfälle) ermittelt. 2. Anhand von Netzanalysen und der Bewertung der Systemstabilität für kritische Netznutzungsfälle werden Netzausbau- und Verstärkungsmaßnahmen abgeleitet. Die Planungsszenarien des Szenariorahmens liefern zunächst eine Prognose für die installierten Erzeugungskapazitäten und die Jahreshöchstlast an allen Netzknoten. Zur Identifizierung der heutigen und zukünftigen Netzbelastung werden stündlich aufgelöste Zeitreihen der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken sowie Verbrauchsprofile der Last berechnet. Anhand einer Marktsimulation wird für die Planungsszenarien für jeden Zeitschritt die kostengünstigste Möglichkeit bestimmt, den Bedarf an elektrischer Energie zu decken, ohne dabei allerdings die Übertragungskosten zu berücksichtigen (Entkopplung zwischen Elektrizitätsmarkt und Stromübertragung). In der Marktsimulation wird der gesetzliche Einspeisevorrang elektrischer Energie aus erneuerbaren Energien berücksichtigt. Darauffolgend wird für jeden Netznutzungsfall der Einsatz konventioneller Kraftwerke bestimmt, der erforderlich ist um die verbleibende Nachfrage (Residuallast) zu decken, die nicht aus erneuerbaren Energien gedeckt werden kann. Die Marktsimulation bildet den Marktmechanismus ab. Der Kraftwerkseinsatz orientiert sich aufsteigend an den Erzeugungskosten, die insbesondere durch Rohstoff-, CO2-Preise sowie Erzeugungsnebenkosten bestimmt werden. Das Ergebnis sind stundenscharfe Einspeisezeitreihen aller Kraftwerke, die während des Betrachtungszeitraumes zur Deckung der Residuallast eingesetzt werden. Durch die Entkopplung von Elektrizitätsmarkt und - netz ist der marktorientierte Kraftwerkseinsatz nicht geografisch orientiert, sondern regelt ausschließlich den Energiemengenausgleich zwischen Erzeugung und Last des entspre- 20

29 chenden Marktgebietes. Zur Durchführung der Netzanalysen ist die Zuordnung aller Einspeise-, Speicher- und Lastzeitreihen zu den einzelnen Netzknoten notwendig (Regionalisierung). Aufgrund der gestiegenen Komplexität der Einspeise- und Lastsituationen werden stundenscharfe Ganzjahresbetrachtungen durchgeführt, die es ermöglichen kritische Netzsituationen zu identifizieren, die für das System auslegungsrelevant sind. Aus dem Ergebnis der Lastflussrechnung werden kritische Netznutzungsfälle identifiziert und genauer hinsichtlich der technischen Netzplanungskriterien analysiert. Kritische Netznutzungsfälle zeichnen sich bspw. durch hohe Leitungsbelastungen aus, die für zukünftige Transportaufgaben repräsentativ sind und über einen akzeptablen Toleranzbereich der Überlastung hinausgehen und dadurch die Netzsicherheit gefährden. (vgl. ÜNB 2015) Die Belastung gilt nicht für das ganze Netz gleichermaßen, sondern lässt sich auf einzelne Netzbetriebsmittel konkretisieren. Diese kritischen Netznutzungsfälle werden in weiteren Schritten intensiver analysiert und technische Maßnahmen abgeleitet, um die übergeordnete Zielsetzung des EnWG eines sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen Gesamtsystems zu erfüllen. Als Ergebnis liefert der Netzentwicklungsplan bestimmte, räumlich konkrete Netzknoten, zwischen denen zur Erfüllung des zukünftigen Übertragungsbedarfs fest definierte NOVA- Maßnahmen notwendig sind, um die Übertragungsfähigkeit des Netzes sicherzustellen. Die Festlegung der NOVA-Kategorie setzt bereits einen festen Rahmen der einsetzbaren Technologien in HDÜ- oder HGÜ-Technik. Für alle Neubaumaßnahmen wird grundsätzlich von einer Realisierung als Freileitung ausgegangen mit Ausnahme der im EnLAG und BBPlG vorgesehenen Pilotvorhaben neuer Übertragungstechnologien. Im NEP werden noch keine konkreten Trassenführungen festgelegt. Die Analyse räumlicher Auswirkungen einzelner Ausbaumaßnahmen erfolgt in den nachgelagerten Stufen der Bundesfachplanung sowie dem Planfeststellungsverfahren Netztechnische Planungskriterien zur Bewertung und Analyse der Übertragungsaufgabe Planungskriterien stellen die technischen Merkmale des Netzes dar, die zur Erfüllung der Übertragungsaufgabe eingehalten werden müssen und damit für die Netzausbauplanung relevant sind. Sie lassen sich in drei wichtige Kriterien aufteilen: 1. Lastflusskriterien 2. Kurzschlussfestigkeit 3. Stabilität des Netzes Für die langfristige Zielnetzplanung und die Identifikation des zukünftigen Übertragungsbedarfs ist das Lastflusskriterium das wichtigste Planungskriterium. Netztechnische Beurteilungskriterien dienen zur Überprüfung der Planungskriterien hinsichtlich der Übertragungsfähigkeit des betrachteten Netzes und müssen für einen sicheren Netzbetrieb erfüllt sein. Das wichtigste Beurteilungskriterium stellt das (n-1)-kriterium dar. 21

30 Anhand von Lastflussrechnungen wird überprüft, ob im betrachteten Netz für die Planungsszenarien die thermischen Belastungsgrenzen der Betriebsmittel eingehalten werden können, die Spannungsqualität gewährleistet werden kann und das (n-1)-kriterium erfüllt ist. Grundfall und (n-1)-fall dürfen nicht zur dauerhaften Überschreitung der zulässigen Nennbelastung von Netzbetriebsmitteln führen. Im Einzelfall sind Abweichungen erlaubt. Für besondere Starkwindsituationen sind beispielsweise regionale Strombelastbarkeiten von Freileitungen in (ÜNB 2015) planerisch speziell geregelt und gezielte Überschreitungen der Leiterseilnennströme in Abhängigkeit der Windsituationen zulässig. Dabei wird die zulässige Erhöhung der Strombelastbarkeit in Abhängigkeit der Region der betreffenden Leitung sowie der vorherrschenden Windsituation in Deutschland geregelt. Das Spektrum liegt dabei in einem Bereich zwischen 105 % und 150 % der Nennstrombelastbarkeit. Darüber hinaus sind Spannungsgrenzen und Schutzgrenzwerte einzuhalten sowie unzulässige Auswirkungen im Fehlerfall zu vermeiden. Detailliert sind diese Kriterien in (ÜNB 2015) beschrieben. Sofern im Startnetz für auslegungsrelevante Netznutzungsfälle der zugrundeliegenden Planungsszenarien die Beurteilungskriterien nicht erfüllt werden können, sind Handlungsstrategien abzuleiten, die zu einem gültigen Zielnetz führen, das der zukünftigen Übertragungsaufgabe genügen muss. Dazu ist die Auswahl und Bewertung von Maßnahmen zur Optimierung, Verstärkung, Erweiterung und zum Ausbau des Übertragungsnetzes notwendig Planung von HGÜ-Verbindungen Drehstrommaßnahmen werden offensichtlich direkt zwischen den engpassbehafteten Knoten eingesetzt, da dort hinsichtlich der Engpassauflösung der größte Effekt zu erwarten ist. Sofern durch die Maßnahme der Engpass gelöst werden kann und die Planungskriterien eingehalten werden können, ist die Maßnahme valide für das Zielnetz. Andernfalls ist eine Maßnahme mit höherem Kapazitätserweiterungspotenzial einzusetzen. Anders verhält es sich bei der Planung von HGÜ-Verbindungen. Die Übertragungsnetzbetreiber beschreiben in (ÜNB 2013b) hinsichtlich der Planung von HGÜ-Verbindungen einen kombinierten AC/DC-Ansatz. Dabei wird Deutschland in drei grundsätzliche Regionen eingeteilt. Im Norden Deutschlands werden große Anschlussleistungen durch Windparks erwartet, in der Mitte Deutschlands befindet sich ein Großteil der gesicherten Kraftwerksleistung und im Süden ist ein hoher Zuwachs von Anschlussleistungen solarer Strahlungsenergie zu erwarten. Regional lassen sich laut (ÜNB 2013b) die Leistungen sehr gut in das Drehstromnetz integrieren. Zukünftig gehen die ÜNB im NEP jedoch von einem erhöhten Übertragungsbedarf aus. Für diesen überregionalen Ausgleich sollen die drei erwähnten Regionen anhand von HGÜ-Verbindungen miteinander verbunden werden, um den Austausch hoher Leistungen über große Entfernungen zu gewährleisten. Für hohe Übertragungsstrecken werden HGÜ manuell geplant. Laut (ÜNB 2012) werden Gleichstromverbindungen für hohe Übertragungsstrecken mit hohen Übertragungsmomenten eingesetzt. Bei der Auswahl von Netzverknüpfungspunkten für die Konverterstationen werden Netzknoten bevorzugt, die alle technischen und netzplanerischen Anforderungen erfüllen. Dabei wird besonders auf eine vorhandene hohe Netzkapazität der Anschlusspunkte geachtet. Was dies genau bedeutet, ist methodisch nicht ausführlich dokumentiert. In (Amprion 2012) werden 22

31 folgende Kriterien für die Standortauswahl am Beispiel des Gleichstromkonverters des Korridors A beschrieben: - Der Standort muss einen hohen Vermaschungsgrad aufweisen, also stark in das bestehende Übertragungsnetz eingebunden sein, um die erforderlichen Transportleistungen bereitstellen zu können. - Die regionale Last und Erzeugung in der Umgebung muss hoch genug sein, um eine ausreichende Aufnahmekapazität zu gewährleisten. - Die regional vorhandene Einspeisung sowohl aus Kraftwerken als auch aus HGÜ muss aus Sicht der Systemsicherheit auf mehrere Anlagen verteilt werden, damit der Ausfall einer Anlage durch das angrenzende Netz aufgefangen werden kann Bewertung und Priorisierung von Netzausbaumaßnahmen Der aktuelle Planungsprozess fokussiert in der Bedarfsplanung auf die Ermittlung von Engpässen und leitet Handlungsmöglichkeiten nach dem NOVA-Prinzip ab. Dabei wird die Dringlichkeit von Maßnahmen zur Behebung identifizierter Engpässe nicht in den Vordergrund gestellt. Seit dem NEP 2014 erfolgt eine Priorisierung der identifizierten Maßnahmen nach den vermiedenen Redispatch-Kosten (vgl. ÜNB 2014). Eine andere Möglichkeit, Netzausbaumaßnahmen zu priorisieren und ebenso hinsichtlich ihrer Dringlichkeit zu bewerten, besteht darin, Engpässe im Hinblick ihrer netztechnischen Auswirkungen zu charakterisieren und zu bewerten. Im Rahmen des Projektes wurde ein Ansatz entwickelt, der es erlaubt, überlastete Leitungen unter Berücksichtigung des Grundfalls sowie von (n-1)-betrachtungen hinsichtlich ihrer Wichtigkeit zu priorisieren. Dabei wird über die Beschränkung auf kritische Netznutzungsfälle (s. Kapitel 1.5) hinausgegangen, indem alle NNF des Betrachtungshorizontes bei der Bedarfsermittlung berücksichtigt werden. Überlastungskriterium Als Überlastungskriterium wird die Überschreitung der maximalen thermischen Übertragungsfähigkeit, ausgedrückt durch die maximale Übertragungsscheinleistung S i,max einer Trasse i, definiert. Nach (ÜNB 2015) ist ein Netz (n-1)-sicher auszulegen. So darf die maximale Übertragungsscheinleistung sowohl im Grundfall als auch im (n-1)-fall nicht überschritten werden. Die Identifikation von Netzengpässen erfolgt durch AC- Lastflussrechnungen für einen Betrachtungshorizont von T NNF. Die Überschreitung der thermischen Übertragungsfähigkeit wird anhand von drei netztechnischen Bewertungskriterien analysiert, die unterschiedliche Auswirkungen auf die betroffenen Betriebsmittel repräsentieren. Als Unterkriterien werden die Gesamtüberlastung, die maximale Überlastungsscheinleistung sowie die längste Überlastungsdauer einer Leitung herangezogen. Die Kriterien sind in Abbildung 4 an einer beispielhaften Trasse exemplarisch dargestellt. Die Gesamtüberlastung einer Trasse lässt sich als nicht übertragbare Energie über dieser Trasse interpretieren. 23

32 Auslastung [%] 300 Maximale Überlastung Auslastung der Trasse Auslastungsgrenze 50 Längste Überlastungsperiode 0 Zeit [h] Abbildung 4: Bewertungskriterien an einer beispielhaften Trasse (Quelle: eigene Darstellung) Diese drei Unterkriterien werden verwendet, um einen Malusfaktor MF einer Trasse zu bestimmen, der sich wiederum aus drei Teilfaktoren zusammensetzt, die den Grundfall sowie zwei (n-1)-betrachtungen repräsentieren (s. Abbildung 5). Mit dem Faktor γ GF wird die Überlastung einer Trasse im Grundfall repräsentiert. Im (n-1)-fall werden durch den Faktor γ (n 1) i die Auswirkungen eines Ausfalls in der zu untersuchenden Trasse i auf alle anderen Trassen j dargestellt. Darüber hinaus repräsentiert der Faktor γ (n 1) j die Auswirkungen der Ausfälle aller Trassen j auf die Trasse i. Für jeden Faktor werden die drei beschriebenen netztechnischen Bewertungskriterien bestimmt. Alle Faktoren werden über einen Gewichtungsfaktor zum Malusfaktor zusammengefasst. Nachfolgend wird die Berechnung der einzelnen Faktoren detailliert eingegangen. Malusfaktor einer Leitung Gewichtungsfaktoren Faktor Grundfall Faktor N-1-Fall Leitung i auf alle Leitungen j Faktor Wirkung N-1-Fälle aller j Leitungen auf Leitung i Gesamtüberlastung Maximale Überlastung Längste Überlastungsperiode Abbildung 5: Zusammensetzung des Malusfaktors einer Trasse (Quelle: eigene Darstellung) 24

33 Faktor γ GF zur Analyse des Grundfalls Grundlage für die Analyse der Netzbelastung stellt die Berechnung der Scheinleistung S i,t für jede Leitung i in jedem Netznutzungsfall t dar. Die Berechnung der Scheinleistung lässt sich anhand des Leitungsstromes I i,t und der Knotenspannung der verbundenen Knoten U k,t wie folgt berechnen: S i,t = 3 I i,t U k,t II.1 Die maximale Übertragungsscheinleistung einer Leitung wird bestimmt durch den Nennstrom I i,nenn der Leitung i und der Nennspannung U Nenn : S i,grenz = 3 I i,grenz U Nenn II.2 Um eine Vergleichbarkeit aller Teilfaktoren und des Malusfaktors zu gewährleisten werden alle Faktoren normiert. Zur Bestimmung des Einflusses der Gesamtüberlastung einer Leitung im Grundfall wird die tatsächliche Übertragungsscheinleistung der Leitung i zur maximalen Nenn-Übertragungsleistung ins Verhältnis gesetzt: A i,t = S i,t S i,t,grenz Die Gesamtüberlastung A i,t wird dann ins Verhältnis zur Gesamtüberlastung aller anderen Leitungen j gesetzt und so normiert. Die längste Überlastungsperiode einer Leitung i wird durch die Variable T i,h repräsentiert. Zur Normierung wird T i,h ins Verhältnis mit der Summe der längsten Überlastungsdauern T j,h aller anderen Leitungen j gesetzt. Die maximale Überlastung S i,max der Leitung i beschreibt den Netznutzungsfall mit der höchsten Überlastung. Zur Normierung wird er zur Summe der maximalen Überlastung aller Leitungen j i ins Verhältnis gesetzt. Die Faktoren α, β und δ erlauben es, die Gewichtung der netztechnischen Bewertungskriterien zu variieren. Die Summe aller drei normierten Bewertungskriterien ergibt den normierten Faktor γ i GF einer Leitung i zur Berücksichtigung des Grundfalls bei der Bewertung von Netzengpässen: n γ GF t=1 A i,t i = α n n + β ( A i,t ) j j=1 j i t=1 n j=1 j i T i,h + δ (T j,h ) j S i,max (S i,max ) j n j=1 j i Je größer der Faktor ausfällt, desto dringlicher stellt sich der Handlungsbedarf für die betrachtete Leitung i im Vergleich zu den Leitungen j im Grundfall dar. Berücksichtigung der (n-1)-fälle für den Malusfaktor Analog zur Analyse des Grundfalls werden die Auswirkungen von (n-1)-fällen bei der Trassenbewertung und priorisierung anhand des Malusfaktors durch zwei Faktoren berücksichtigt. Der Faktor γ (n 1) j bildet die Auswirkungen des Ausfalls eines Stromkreises in der Trasse j auf die zu bewertende Trasse i ab. Zur Bewertung wird die Summe der Leistungen über der thermischen Belastungsgrenze bestimmt und zur Normierung mit der Summe aller thermischen Nennübertragungsleistungen ins Verhältnis gesetzt: II.3 II.4 25

34 N ( S i,t S i,t,grenz ) j C i,t = (S i,t,grenz ) j j=1 j i Die längste Übertragungsperiode sowie die maximale Übertragungsscheinleistung berechnen sich analog zum Grundfall und beschreiben den (n-1)-fall mit der längsten Überlastungsperiode resp. mit der maximalen Überlastung eines Stromkreises der Trasse i. (n 1) γ j t=1 C i,t i = α n n + β ( C i,t ) j j=1 j i n t=1 n j=1 j i T i,h + δ (T j,h ) j n j=1 j i S i,max (S i,max ) j Je höher der Wert für γ i (n 1) j ist, desto mehr Engpässe können durch den Ausbau der Übertragungskapazität in der Trasse i behoben werden. Des Weiteren wird über den Faktor γ i (n 1) i die Auswirkung des Ausfalls eines Stromkreises der Trasse i auf die Überlastungen der Stromkreise der Trassen j ausgedrückt. Die Überlastungen aller Stromkreise bei Ausfall eines Stromkreises in Trasse i werden dazu aufsummiert und zur Nennleistung ins Verhältnis gesetzt: n D i,t = ( S j,t S j,t,grenz ) S j,grenz j=1 j i Je höher sich die Auswirkungen auf die Trasse i darstellen, desto mehr Engpässe können durch die Erweiterung der Übertragungskapazität in Trasse i behoben werden. (n 1) γ i t=1 D i,t i = α n n + β ( D i,t ) j j=1 j i n t=1 n j=1 j i N j,üas + δ (N j,üas ) i i n j=1 j i S i,max (S i,max ) j Die längste Überlastungsperiode resp. maximale Überlastungsleistung werden analog zu den vorigen Betrachtungsfällen berechnet und beziehen sich auf die Stromkreise der Trasse j mit der längsten Überlastungsdauer resp. maximalen Überlastungsleistung. Die drei Einzelfaktoren werden schließlich zu einem Malusfaktor zusammengefasst, der einen Vergleich aller Trassen hinsichtlich der Dringlichkeit von Handlungserfordernissen erlaubt sowie ein Ranking erforderlicher Netzmaßnahmen für das zugrundeliegende Szenario ermöglicht. Der Malusfaktor MF i einer Trasse i ergibt sich wie folgt: II.5 II.6 II.7 II.8 MF i = x γ GF + y γ (n 1) j + z γ (n 1) i II.9 Die drei Multiplikatoren x, y und z sind einheitslos und ermöglichen es, die Bewertungsfaktoren untereinander zu gewichten. Somit lassen sich die Relevanz des Grundfalls sowie der beiden (n-1)-betrachtungen gegeneinander darstellen. Je höher der Malusfaktor einer Trasse i ist, desto dringlicher sind Handlungsmaßnahmen zur Erweiterung der Übertragungskapazität dieser Trasse im Vergleich zu allen anderen Trassen des betrachteten Netzes für das zugrundeliegende Szenario. So ist eine Maßnahme mit einem höheren Malusfaktor einer Maßnahme mit einem geringeren Malusfaktor stets vorzuziehen. Nachdem ein Engpass durch eine Netzmaßnahme behoben wurde, wird die Priorisierung wiederholt, um die nächstwichtige Handlungsmaßnahme zu definieren. Dieser Prozess wird so lange durchgeführt, bis alle Engpässe des Netzes behoben wurden. 26

35 Die entwickelte Methode stellt eine Möglichkeit dar, den Handlungsbedarf in einer Trasse aufgrund der Verletzung der thermischen Überlastungskriterien zu erkennen. Die Kombination der netztechnischen Auslegungskriterien des Grund- sowie (n-1)-falls unterstreichen den Grad der Dringlichkeit und Erforderlichkeit des Handlungsbedarfes. Die Methode ist dafür geeignet, die Erforderlichkeit ausgewählter Handlungsmaßnahmen einheitlich und begründbar darzustellen und kann dazu beitragen, die Notwendigkeit von Handlungsbedarfen trassenscharf transparenter und nachvollziehbarer darzustellen. Berücksichtigung von Unsicherheiten/mehrerer Planungsszenarien Die in diesem Kapitel vorgestellte Priorisierungsmethode wurde für ein zugrundeliegendes Planungsszenario beschrieben. Die zukünftige Entwicklung der Übertragungsaufgabe ist jedoch mit Unsicherheiten behaftet, sodass es zu Abweichungen vom Planungsszenario kommen kann. Wendet man die Priorisierungsmethode für jedes Planungsszenario an, dass im Szenariorahmen definiert wird, kann ein Malusfaktor der Trassen bestimmt werden, in dem die Szenarienabhängigkeit berücksichtigt wird. So wird ein Ranking ermöglicht, das die Robustheit von Handlungserfordernissen gegenüber Abweichungen des Planungsszenarios aufzeigt. Eine Trasse, die einen hohen Malusfaktor über alle Szenarien aufweist, enthält eine höhere Wichtigkeit gegenüber einer Trasse, die nicht in allen Szenarien Handlungsbedarf erforderlich macht. Eine Möglichkeit, einen szenarienübergreifenden Malusfaktor zu bestimmen stellt Ausdruck II.10 dar: MF i,ges = 1 S S MF i,s II.10 In dieser Darstellung wird jedem Planungsszenario das gleiche Gewicht gegeben. Die Gewichtung der betrachteten Szenarien kann angepasst werden, um eine unterschiedliche Relevanz der betrachteten Planungsszenarien zu berücksichtigen. Anhand des Priorisierungsverfahrens wird ein Ranking notwendiger Handlungsmaßnahmen erstellt. Im Verlauf dieses Prozessschrittes werden jedoch keine konkreten Netzmaßnahmen hinsichtlich ihrer Technologie und Ausführungsform ausgewählt oder bewertet. Die Maßnahmenbewertung und -Auswahl ist anschließend für jedes der identifizierten Projekte separat durchzuführen und folgt dem NOVA-Prinzip. Die Priorisierungsmethode ist im aktuellen Prozess nach den Netzanalysen anzusiedeln und dient als Vorstufe zum Maßnahmeneinsatz nach dem NOVA-Prinzip. (s. Abbildung 6) Abbildung 6: Einordnung der Priorisierungsmethode in den aktuellen Bedarfsplanungsprozess (Quelle: eigene Darstellung) 27

36 1.5.4 Bewertung verschiedener Technologiealternativen Jede Trasse, die im Priorisierungsmodell die Notwendigkeit einer Kapazitätserweiterung aufweist, erfordert eine genauere Analyse des entsprechenden überlasteten Betriebsmittels. Zur Behebung der Kapazitätsdefizite sind die in Kapitel 1 vorgestellten Technologien hinsichtlich ihrer Eignung zu untersuchen. Abbildung 7 zeigt aufsteigend das Potenzial zusätzlicher Transportkapazität verschiedener Handlungsoptionen gegenüber dem technischen und ökonomischen Aufwand. Daneben sind die zu erwartende Raumwirkung sowie der voraussichtliche Verfahrensaufwand der entsprechenden Maßnahmen abgebildet. Betriebliche Handlungsoptionen sowie Optimierungsmaßnahmen lassen sich sowohl mit eher geringem technisch-ökonomischen Aufwand als auch mit geringen Raumauswirkungen und Verfahrensaufwand umsetzen. Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen zeigen einerseits ein hohes Potenzial zusätzlicher Transportkapazität, das anderseits mit erhöhtem technischökonomischem Aufwand verbunden ist sowie eine erhöhte Raumwirkung und einen umfangreicheren Verfahrensaufwand nach sich ziehen. Potential zusätzlicher Transportkapazität Freileitungsmonitoring Spannungsupgrade Redispatch/Demand Side Management Topologieänderungen/Lastflusssteuerung etc. Technischer/Ökonomischer Aufwand Trassenneubau (AC oder DC) Ausbau Neuer AC-Stromkreis Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen Verstärkung Optimierung betriebliche Handlungsoptionen Raumwirkung & Verfahrensaufwand hoch gering Abbildung 7: Potenzial zusätzlicher Transportkapazität und generelle Auswirkungen auf Raumwirkung und Verfahrensaufwand (Quelle: nach Bosch & Partner 2014) Es existiert kein standardisiertes Bewertungsverfahren, das die nach dem NOVA-Prinzip eingesetzten Maßnahmen hinsichtlich ihrer Eignung im Verhältnis zu anderen möglichen Maßnahmen überprüfbar macht. Die Eignung und Integrierbarkeit einzelner Maßnahmen ist von netztechnischen Spezifikationen abhängig, die anhand von Detailanalysen untersucht werden müssen und die umfangreiche Kenntnis des zugrundeliegenden Netzes erfordern. Die technische Wirkung der Netzmaßnahmen lässt sich anhand von Lastflussanalysen sowie Kurzschluss- und Stabilitätsuntersuchungen feststellen (vgl. ÜNB 2015) und so auch die Wirksamkeit zur Lösung identifizierter Engpässe bewerten. Darüber hinaus hat jede Maßnahme Auswirkungen auf die Schutzkonzepte des Netzes. Diese Aspekte sind ebenfalls bei der Maßnahmenplanung zu berücksichtigen. Auch dafür sind detaillierte Informationen über das zu untersuchende Netz notwendig. 28

37 Ausbauvorhaben, die einen hohen Verfahrensaufwand nach sich ziehen (dies sind insbesondere Neubauvorhaben) sieht die Gesetzgebung unterschiedliche Regeln vor, die die Auswahl der Übertragungstechnologie bestimmen. Dabei wird zwischen Drehstrom- und Gleichstromvorhaben unterschieden. Bei Drehstromvorhaben gilt für die Trassensuche im Rahmen der Bundesfachplanung die vordringliche Umsetzung durch Freileitungstechnologien. Die Möglichkeit einer teilweisen Verkabelung zur Erprobung der Technologie ist für ausgewiesene Pilotvorhaben vorgesehen. (vgl. BBPlG) Die Lösung einer vollständigen Verkabelung von Drehstromverbindungen stellt keine Option für den Ausbau des Übertragungsnetzes dar. Für HGÜ-Vorhaben ist im Entwurf eines Gesetzes zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energieleitungsbaus (vgl. BT-Drs. 18/4655) allerdings die vordringliche Ausführung als Erdkabel festgelegt. Bislang ist hierbei ebenfalls die Ausführung als Freileitung mit der Möglichkeit zur Teilverkabelung vorgesehen. Denkansatz Im Rahmen der Bedarfsermittlung (Netzentwicklungsplanung bis zum Bedarfsplangesetz) sind die grundlegenden Übertragungsbedarfe vor dem Hintergrund zukünftiger Versorgungsszenarien und Übertragungsaufgaben aller Leitungsverbindungen im Netz technisch festzustellen und nach technisch-ökonomischen Kriterien die grundlegende Technologie als Dreh- oder Gleichstromverbindung festzulegen. Eine Entscheidung der Ausführungsform als Kabel oder Freileitung sollte in der nachfolgenden Prozessstufe der Bundesfachplanung auf der Basis raumplanerischer Kriterien erfolgen. Sofern durch einen abschnittsweisen Wechsel der Ausführungsform die Wirkung einer Trasse vermindert werden kann, ist auf dieser Ebene der Planung über die konkrete Ausführungsform zu entscheiden. Eine Offenheit gegenüber der Ausführungsform sollte in der Bundesfachplanung gegeben sein, um mögliche planungs- oder umweltrechtliche Hindernisse umgehen zu können. Alle daraus hervorgehenden technischen Detaillösungen müssen vor dem Hintergrund der Versorgungsqualität und der Integration in das Drehstromsystem unter Beachtung der Planungsgrundsätze der ÜNB untersucht werden. Teilverkabelungslösungen lassen sich auf der Ebene der Bedarfsplanung nicht zuverlässig bewerten. Die damit verbundenen Kostenfaktoren gegenüber reinen Freileitungsverbindungen schwanken sehr stark, sodass keine zuverlässigen Aussagen über die Wirtschaftlichkeit dieser Lösungen getroffen werden können. Sie sind hinsichtlich der Integrierbarkeit in das Drehstromnetz sowie aus der Kostenperspektive reinen Freileitungslösungen immer unterlegen (vgl. dena 2010, dena 2014a und Fuchs/Mittelstaedt/Natemeyer et al. 2012). Der Nutzen von Kabelabschnitten im Drehstromnetz ist daher im Einzelfall zu bewerten und primär vor dem Hintergrund von umwelt- und naturschutzrelevanten sowie potenziellen Akzeptanzsteigerungspotenzialen zu bewerten. Sofern Teilverkabelungslösungen aus den vorgenannten Gründen in Betracht gezogen werden, muss die Entscheidung darüber in geeigneter Form in die Bundesfachplanung integriert werden, sodass auf der Basis von trassierungsrelevanten Gründen ein teilweiser Wechsel der Ausführungsform ermöglicht wird. 29

38 1.6 Exemplarische Beispielrechnungen Die in Kapitel vorgestellte Priorisierungsmethode wird an einem reduzierten Netzmodell des ENTSO-E Gebietes für das Leitszenario B2033 aus dem NEP 2013 (ÜNB 2013a) beispielhaft angewendet. Dafür werden AC-Lastflussrechnungen für den Grundfall sowie alle (n-1)-fälle des Netzes durchgeführt Grundlegende Annahmen Die charakteristische Leitung einer Trasse ist die Leitung der Trasse mit der höchsten Gesamtüberlastung. Damit wird die am höchsten ausgelastete Leitung einer Trasse als auslegungsrelevant definiert. Die Überlastungsfreiheit einer Trasse wird wie folgt definiert: - Im Grundfall (Faktor γ GF ) wird eine Auslastung von 100 % einer Leitung zugelassen - Für die (n-1)-fälle wird angenommen, dass durch Freileitungsmonitoring eine maximale Auslastung von 115% einer Trasse beherrscht werden kann (Faktoren γ (n 1) i und γ (n 1) j) Die Relevanz des Grundfalls und der (n-1)-fälle wird durch die Gewichtungsfaktoren x, y und z ausgedrückt. Für die Beispielrechnungen werden Grundfall sowie (n-1)-fälle mit gleicher Wichtigkeit in der Priorisierung berücksichtigt. Da durch zwei Faktoren die (n-1)-sicherheit des Netzes in die Priorisierung mit einbezogen wird, ergeben sich die Gewichtungsfaktoren wie folgt: x = 0,5; y = 0,25; z = 0,25 Als Betrachtungszeitraum wird beispielhaft der Zeitraum von einer Woche - dies entspricht 168 Netznutzungsfällen betrachtet. Zur Berechnung der Netznutzungsfälle wird das Marktmodell des Instituts für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft (ie³) verwendet (vgl. dena 2014b). Die verwendeten Netznutzungsfälle entsprechen dem Marktergebnis aus (dena 2014b) für das Szenario B2033. Für die Analyse der Auswirkungen auf das Übertragungsnetz sowie die Bestimmung der Priorisierungsfaktoren wird das aggregierte Netzmodell des ie³ verwendet (vgl. Schwippe/Seack/Rehtanz 2013, Abbildung 8). Das zugrundeliegende Netz enthält die im NEP 2012 enthaltenen EnLAG-Maßnahmen. Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass es sich bei der exemplarischen Abbildung 8: Aggregiertes Netzmodell des ie³ (Quelle: eigene Darstellung) 30

39 0,1 0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0, Abbildung 9: Trassenpriorisierung anhand des MF (Quelle: eigene Darstellung) Handlungsbedarf aufzeigen. Anwendung der Methode nicht um eine Überprüfung der Ergebnisse aus dem NEP handelt sondern die grundsätzliche Anwendbarkeit der Methode demonstriert wird Ergebnisse der Beispielrechnungen Die exemplarischen Ergebnisse der Priorisierung sind in Abbildung 9 und Abbildung 10 zusammengefasst. Abbildung 9 zeigt das Ranking der untersuchten Trassen hinsichtlich ihrer Dringlichkeit für den Betrachtungszeitraum. Abbildung 10 illustriert die entsprechenden Trassen des Netzmodells. Für den Betrachtungszeitraum weist Trasse 16 die höchste Priorität im auf, sodass für diese Trasse zunächst Netzmaßnahmen abzuleiten sind. Darüber hinaus ist erkennbar, dass besonders die nördlichen Netzbereiche eine besonders hohe Dringlichkeit für einen Im Anschluss an die Bestimmung der Dringlichkeit einzelner Maßnahmen erfolgt die Bewertung und Auswahl geeigneter Maßnahmen. In diesem Kontext ist nach dem NOVA-Prinzip zu prüfen, welche Maßnahmen zur Erweiterung der Übertragungskapazität ergriffen werden können. An dieser Stelle des Planungsprozesses wird eine Entscheidung zwischen Optimierung, Verstärkung oder Ausbaumaßnahmen sowie hinsichtlich der grundsätzlichen Technologie zwischen Dreh- und HGÜ- Systemen getroffen. Es wird jedoch noch nicht zwischen der Ausführungsform als Freileitungs- oder Kabeltechnologie entschieden. Diese Fragestellung ist im Rahmen der Technologieoffenheit der nachfolgenden Planungsphase der Bundesfachplanung zu behandeln. Abbildung 10: Priorisierung der innerdeutschen Trassen (Quelle: eigene Darstellung) 1.7 Raumplanerische und verfahrensrechtliche Aspekte in der Bedarfsplanung Mit Abschluss der Bedarfsplanung werden die notwendigen Netzausbauvorhaben im BBPlG samt grundlegender Technologie und NOVA-Kategorie festgelegt. Die Ausführungsform von Neubauvorhaben bleibt jedoch grundsätzlich einer technologieoffenen Trassenplanung in 31

40 der Bundesfachplanung vorbehalten. Nach aktueller Rechtslage beschränkt sich die Technologieoffenheit auf spezielle gekennzeichnete Pilotvorhaben für teilweise Erdverkabelung. Als Basistechnologie gilt für alle weiteren Vorhaben die Ausführungsform als Freileitung. Es ist Aufgabe der ÜNB, im Rahmen der Bundesfachplanung geeignete Trassenkorridore für die im BBPlG festgelegten Leitungsvorhaben zu ermitteln. Dafür werden Trassierungsmethoden eingesetzt, die das Ziel einer raum- und umweltverträglichen Trassenführung verfolgen. Durch die Abschichtung der Planungsstufen ist eine vorzeitige Berücksichtigung raumplanerischer Kriterien nicht vorgesehen. Dies ist nachvollziehbar, da die Identifikation notwendiger Kapazitätserweiterungen des Netzes unabhängig von raum- und umweltrelevanten Aspekten erfolgt. Raum- und umweltrelevante Kriterien haben keine Auswirkungen auf die Notwendigkeit von Kapazitätserweiterungsmaßnahmen und die Auswahl der grundlegenden Technologie, da hierbei technische Kriterien dominieren. Gleichwohl ermöglicht eine Technologieoffenheit im Rahmen der Bundesfachplanung bei der Entscheidung über die Ausführungsform raum- und umweltrelevante Kriterien dominierend einzubeziehen, um Konfliktrisiken seitens der Raum- und Umweltverträglichkeit sowie der Akzeptanz zu mindern. Detailliert werden raumplanerische Aspekte der Trassenplanung in Kapitel 3 behandelt. Bei der Identifikation der Netzverknüpfungspunkte zur Platzierung der Konverterstandorte von HGÜ-Verbindungen im NEP ist es hingegen denkbar, bereits auf der Ebene der Bedarfsermittlung sowohl raumplanerische als auch verfahrensrechtliche Belange zu berücksichtigen. Nach aktueller Netzentwicklungsplanung werden für die HGÜ-Korridore die Netzverknüpfungspunkte im Bundesbedarfsplan festgelegt. Dies führt in der nachfolgenden Phase der Bundesfachplanung dazu, dass die Netzverknüpfungspunkte nicht mehr in Frage gestellt werden können. Sprechen jedoch raumplanerische Belange gegen die Realisierung des ursprünglich festgelegten Verknüpfungspunktes, kann dieser nicht mehr geändert werden. Es ist hier denkbar, dass während der technischen Planung alternative Realisierungsstandorte durch eine geeignete technische Priorisierung vorgeschlagen werden, die während der Bundesfachplanung um raumplanerische und naturschutzrechtliche Belange ergänzt wird und schließlich zu einer gesamtoptimalen Lösung führt. 32

41 2 Verfahrensrechtsanalyse und modellierung für die Stromnetzplanung 2.1 Verfahrensrecht Als ausgesprochen komplexe, wenn nicht sogar verworrene Rechtsmaterie erweist sich das Regelungssystem für Energieleitungen im weiteren Sinne. Es besteht aus unterschiedlichen Vorgaben zur Netzentwicklungsplanung einerseits und der Planfeststellung (Plangenehmigung) bzw. der Anlagengenehmigung anderseits (vgl. Pielow 2014: 7). Damit einher geht der stetige Wunsch, die Umsetzung der Energieinfrastrukturmaßnahmen zu beschleunigen. Letztlich handelt es sich um ein verschachteltes Mehrebenensystem der Netzbedarfs- und Leitungsausbauplanung für Stromnetze, das Pielow (Pielow 2014: 6f.) abgestuft nach Netzebenen bzw. Leitungsarten wie folgt zusammenfasst: Für grenzüberschreitende und länderübergreifende 380kV-Höchstspannungsleitungen gelten die Netzentwicklungs- bzw. Bundesbedarfsplanung gemäß 12a ff. EnWG. Die sich daran anschließende Bundesfachplanung und Planfeststellung erfolgt nach dem NABEG mit der Möglichkeit einer ergänzenden Anwendung der Vorschriften des EnWG durch 18 Abs. 3 S. 2 NABEG. Für sonstige Höchstspannungs- sowie Hochspannungsleitungen, egal ob als Freileitung oder Erdkabel gelten hinsichtlich Übertragungsleitungen - Netzentwicklungs- und ggf. Bundesbedarfsplanung die 12 a ff. EnWG, im Übrigen Planfeststellung, ausnahmsweise Plangenehmigung im Anwendungsbereich der 43, 43 b Nr. 2 EnWG. Einzelgenehmigungen nach jeweils einschlägigem Bau- und Umweltrecht sind für unterschwellige, d.h. nicht von 43, 43 b Nr. 2 EnWG erfasste Leitungsbauvorhaben erforderlich. Einen Sonderfall bilden die Offshore-Anbindungsleitungen. Für sie erfolgt die Netzentwicklungs- und Bedarfsplanung nach 17a ff. EnWG, die Leitungsplanung für Höchstspannungsleitungen ggf. nach NABEG, ansonsten nach 43 ff. EnWG. Bereits innerhalb dieses komplizierten Gebildes stellt sich bereits die Frage der inneren Konsistenz, um notwendig durchzuführende Planungsschritte inhaltlich, aber auch prozedural aufeinander abzustimmen. Noch weitaus stärker gilt dies in Bezug auf die Bipolarität zwischen dem Netzplanungsund dem Netzregulierungsrecht. Beide Regelungsmaterien stehen aufgrund ihrer unterschiedlichen Zielsetzungen isoliert nebeneinander, anstatt sich gemeinsamen Vorgaben unterzuordnen (vgl. Pielow 2014: 7). Nach Art, Inhalt und Vollzugspraxis bestehen keine Berührungspunkte. Eine über alle Ebenen konsistente Planung ist laut Pielow daher nicht möglich. Aus Rechtssicht ist dies wegen der unterschiedlich normierten Zielsetzung (vgl. 1 EnWG) nicht überraschend. Der Netzregulierung geht es zuallererst um die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizi- 33

42 tät ( 1 Abs. 2 EnWG). Demgegenüber dienen speziell die Planfeststellung und Plangenehmigung von Baumaßnahmen für Energieleitungen der Auflösung von Raumnutzungskonflikten (vgl. Pielow 2014: 8). Auch abseits der von 43 EnWG erfassten Vorhaben gibt es keine Bezüge zur Netzregulierung. Lediglich durch die inhaltliche und konzeptionelle Vorgabe in 1 Abs. 2 EnWG, nämlich der Sicherstellung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen, lassen sich Parallelen zur Netzplanung im Gesetzestext erkennen (vgl. Pielow 2014: 8) Wenn nun Regulierung und Planung von Energienetzen rechtsnormativ, prozedural und institutionell also hinsichtlich der Regelungs- und Vollzugskompetenzen überwiegend nebeneinander existieren, ist ein für die Planung erhebliches informatorisches Defizit zwischen den einzelnen beteiligten Akteure zu befürchten (vgl. Pielow 2014: 8). Je mehr Verwaltungsentscheidungen in dem einen Bereich von den Feststellungen im jeweils anderen Bereich abhängen bzw. beeinflusst werden, desto eher drohen unweigerlich solche Informationsdefizite aber auch Koordinationsdissonanzen auf Seiten der jeweils befassten Akteure sowie Fehlerfolgen (vgl. Pielow 2014: 8). Die Nichtberücksichtigung von leitungsplanungsbezogenen Besonderheiten, können die Entscheidungen von Regulierungsbehörden infizieren - oder umgekehrt leidet die Qualität der Planung und Genehmigung von Leitungsbauvorhaben durch die damit befassten Behörden. Gravierende Unterschiede hinsichtlich der Verbindungslinien beider Rechtsmaterien sind zunächst auf der Verteiler- und Übertragungsnetzebene vorhanden. Auf der für die Energiewende wegen der dezentralen Einspeisung wichtigen Verteilnetzebene besteht insoweit ein weiterer zukünftiger überregionaler Abstimmungsbedarf mit weiteren Verteilnetzen aber auch mit der Übertragungsnetzebene (vgl. Pielow 2014: 17 ff., eingehend S. 61 f.). Einen juristischen Störfaktor kann hier die voranschreitende Kommunalisierung und die damit einhergehende Kleinparzellierung von Verteilernetzen bilden die den Informationsaustausch zwischen den beteiligten Akteuren stark beeinflusst. Dabei gilt: Je kleiner die Parzelle, desto verschachtelter gestaltet sich auch die Netzplanung. Den Zielen aus 1 Abs. 1 EnWG läuft diese Planung dann zuwider, da gerade keine sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche und effiziente leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Energie erfolgt (vgl. Pielow 2014: 17 ff.). Ein hohes Risiko besteht in einem solchen Fall, dass die Systemverantwortung der Netzbetreiber (inkl. Netzoptimierung und Netzausbau) hinter kommunalpolitischen und womöglich rein fiskalische Interessen (vgl. Pielow 2014: 20 ff.) zurücktritt. Vorgeschlagen wird hier die rechtliche Normierung einer Netzentwicklungsplanung für Verteilernetze (vgl. Pielow 2014: 53 ff.). Seit der EnWG-Reform im Jahre 2011 existieren hierzu bereits erste positivrechtliche Vorgaben in Richtung einer koordinierten Entwicklungsplanung für Verteilernetze. Gemäß 14 Abs. 1 a und 1 b EnWG haben Betreiber von Hochspannungsnetzen jährlich sowie Betreiber sonstiger Verteilernetze auf Verlangen der Regulierungsbehörde dieser einen Netzzustandsbericht vorzulegen, der auch konkrete Angaben zur Netzausbauplanung enthalten muss (vgl. Pielow 2014: 57). Nahezu ideal zusammengeführt sind Netzregulierung und Netzbedarfsplanung auf der Übertragungsnetzebene im Hinblick auf die Kombination von Wettbewerbsgestaltung und 34

43 Netzsicherheit. Insbesondere gilt dies für grenzüberschreitende und länderübergreifende Leitungsvorhaben (vgl. Pielow 2014: 40 ff.). Mit der auf die Bedarfsplanung folgenden Bundesfachplanung ( 4 ff. NABEG) und Planfeststellung nach Maßgabe der 18 ff. NABEG kommt es zu einem bei der Regulierungsbehörde (BNetzA) konzentrierten Gesamtprozess der Bedarfsermittlung und Planung aus einer Hand. Von dieser Kompetenzbündelung verspricht sich der Verordnungsgeber zusätzliche Synergiepotenziale, die in Richtung Verfahrensbeschleunigung, -transparenz und aufwand wirken, namentlich mittels einheitlicher und stringenter Handhabung der wichtigen länderübergreifenden und grenzüberschreitenden Vorhaben sowie der Vermeidung von Doppelprüfungen, Informationsverlusten oder Brüchen (Pielow 2014: 45). Mit dieser Bündelung ist der nationale Gesetzgeber seiner Pflicht zur Umsetzung dieser Vorgabe aus der EU-Leitlinie zur Planung grenzüberschreitender Infrastrukturen nachgekommen. Insbesondere die auf der ersten Stufe fortlaufend zu entwickelnde Netzentwicklungsplanung besitzt mit der Überprüfungs-, Änderungs- und auch Sanktionskompetenz der BNetzA eine rechtliche Doppelnatur, nämlich als Regulierungs- und Planungsinstrument (vgl. Pielow 2014: 49). Durch die rechtlich ihr zugewiesenen Kompetenzen erfüllt die BNetzA ihren regulatorischen Doppelzweck insoweit, als sie einerseits den bedarfsgerechten und von anderen Seiten unbeeinflussten Netzausbau zu gewährleisten hat und sie andererseits den Ausbaufortschritt kontinuierlich kontrolliert sowie erforderlichenfalls einzelne Ausbaumaßnahmen auch zwangsweise durchzusetzen vermag ( 65 Abs. 2 a EnWG). Da hier die Primärverantwortung für die Netzentwicklungsplanung jedoch weiterhin bei den Übertragungsnetzbetreibern verbleibt, ist nicht zu befürchten, dass die BNetzA eine Art Wirtschaftslenkungsbehörde wird (vgl. Pielow 2014: 49). Aber auch hier verbleiben rechtliche Implementierungshindernisse und schreitet der Netzausbau eher schleppend voran. Dies hängt mit fortbestehenden Rechtsunsicherheiten wie mit dissentierenden Präferenzen in einigen Bundesländern aber auch mit rechtspraktischen Problemen bei der wiederkehrenden Aufstellung jährlicher Netzentwicklungspläne zusammen. Zu Letzteren wird daher eine größere zeitliche Streckung empfohlen (hierzu ausführlich Hammerstein/Fietze 2014). Hinzu kommt, dass die vom Bundesbedarfsplan nicht als länderübergreifend oder grenzüberschreitend gekennzeichneten Vorhaben im Übertragungsnetz und selbst auf der Höchstspannungsebene (EnLAG-Vorhaben) dem bisherigen Regime der Planfeststellung nach 43 ff. EnWG unterfallen (s. Kapitel 2.1.1). Planungsrechtlich ergibt dies somit eine Zuständigkeit der jeweiligen Landesbehörden, nicht jedoch in regulierungsrechtlicher Hinsicht. Daraus resultieren ähnliche Unzulänglichkeiten bezüglich der wünschenswerten Korrelation zwischen Netzregulierung und Netzplanung wie auf der Verteilernetzebene (vgl. Pielow 2014: 49 ff.). Netzregulierung und Netzplanung vollziehen sich auf der Ebene der (Hochspannungs-) Verteilernetze bislang weitgehend unkoordiniert nebeneinander (Pielow 2014: 67). Eine verteilernetzübergreifende Entwicklungsplanung und deren Koordination auch mit der Ausbauplanung für Übertragungsnetze existiert derzeitig noch nicht. Zwecks Generierung bis- 35

44 lang weithin fehlender Daten über zukünftig zu erwartende Einspeisekapazitäten und Lastflüsse bzw. notwendiger Ergänzung im Zuge der EEG-Reform 2014 angedachten Anlagenregister bei der BNetzA empfiehlt Pielow ein Modell der regulierten Selbstregulierung unter den Verteilernetzbetreibern und Netznutzern (vgl. Pielow 2014: 59 f.). In diesem Fall kämen den zuständigen Behörden eher moderierende Funktionen zu, wie z.b. das Abhalten von Öffentlichkeitsbeteiligungen. Als Plattform für derartige Lösungen bietet sich eine mittlere Ebene zwischen Verteilernetzen einerseits sowie den Übertragungsnetzen und Regulierungsbehörden andererseits an (vgl. Pielow 2014: 73). Die Funktion dieser Ebene soll neben der Integration von Smart- Markets auch der Koordination einer ganzheitlichen Netzentwicklungsplanung dienen. Auch eine eigene Entwicklungsplanung für Stromverteilernetze, inkl. Anlagenregister, kann zur Behebung bestehender Unzulänglichkeiten im Bereich der konkreten Leitungs- und Fachplanung beitragen. Im Verteilernetzbereich erfolgt diese mangels rechtsnormativer Beteiligungs- und Einvernehmenspflichten derzeit völlig isoliert von der Netzregulierung und ausschließlich bei den Landesplanungsbehörden (vgl. Pielow 2014: 56) Maßstäbliche Rechtsbereiche Nach wie vor gelten für die Mehrzahl der zu errichtenden Trassen die Vorschriften des EnWG. Die verschiedenen Zulassungsregime für 380kV-Höchstspannungsleitungen in Deutschland teilen sich folgendermaßen auf (vgl. Steinbach in: Steinbach, NAGEB/EnLAG/EnWG, Einleitung, Rn10): 1. EnLAG-Vorhaben: Für sie ist ein Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren von den Ländern durchzuführen ( 1 Nr. 14 RoV, 15 ROG und 43 S. 1 Nr. 1 EnWG) 2. Länderübergreifende oder grenzüberschreitende Leitungen des Bundesbedarfsplans: Die Verfahren für diese Leitungen sind nach dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) zu gestalten und grundsätzlich von der Bundesnetzagentur (BNetzA) durchzuführen ( 1 PlfZV und 2 Abs. 1 NABEG). 3. Leitungen des Bundesbedarfsplans, die nicht länderübergreifend oder grenzüberschreitend sind: Für sie ist, wie bei den EnLAG-Vorhaben ein Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren von den Ländern durchzuführen ( 1 Nr. 14 RoV, 15 ROG und 43 S. 1 Nr. 1 EnWG) kV-Höchstspannungsleitungen, die nicht im EnLAG oder Bundesbedarfsplan aufgeführt sind: Für sie ist ein Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren von den Ländern durchzuführen ( 1 Nr. 14 RoV, 15 ROG und 43 S. 1 Nr. 1 EnWG). Zusätzlich zur bisher dargestellten Komplexität des Planungsrechts für Elektrizitätsleitungen (vgl. auch Kap. 2.1) ist durch die am 01. Juni 2013 in Kraft getretene "Verordnung zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur" (TEN-E VO) für Vorhaben von sog. gemeinschaftlichem Interesse ein weiteres Verfahrensregime eingeführt worden (Art der TEN-E VO). Alle deutschen Vorhaben, die dies betrifft sind Bestandteil der EnLAG- Bedarfsplans oder des BBPlG (vgl. Fest/Operhalsky 2014: 1194). Für das Genehmigungsverfahren ist eine Frist von drei Jahren und sechs Monate vorgesehen, mit der Möglichkeit diese um sechs bis maximal neun Monate zu verlängern (vgl. Dietrich/Steinbach 2014: 36

45 492). Der Zeitraum setzt sich aus einer Vorantragsphase und einer formellen Genehmigungsphase zusammen: Zwischen dem Beginn des Genehmigungsverfahrens und der Annahme der eingereichten Unterlagen durch die zuständige Behörde sollen max. zwei Jahre vergehen, das darauf folgende Genehmigungsverfahren darf höchstens anderthalb Jahre dauern (Art. 10 TEN-E VO). Die Neuerungen von 2011 haben dafür gesorgt, dass für länderübergreifende und grenzüberschreitende Höchstspannungsleitungen durch das NABEG neue Wege hinsichtlich Beschleunigung, Transparenz und Öffentlichkeitsbeteiligung beschritten werden mit einem entwickelten Verfahrensablauf, der deutlich über den Status quo hinaus (geht) (BT-Drs. 17/6073: 2). Der Ablauf des Netzausbaus setzt sich aus Bedarfs- und Vorhabenplanung zusammen, die von der BNetzA in fünf formelle Schritte unterteilt werden (vgl. Abbildung 11, ausführlich zur Bedarfsplanung Kapitel 1). Abbildung 11: Netzausbau in fünf Schritten (Quelle: Website Netzausbau) Die Planung nach dem NABEG unterscheidet sich von der herkömmlichen Planung dadurch, dass an die Stelle des Raumordnungsverfahrens die Bundesfachplanung (vgl. 28 und 5 NABEG) tritt und anstelle der Planfeststellung nach 43 ff. EnWG die Planfeststellung nach den 18 ff. NABEG zu erfolgen hat. Durch die Bundesfachplanung werden die Trassenkorridore verbindlich für das Planfeststellungsverfahren festgelegt. Anders als im Raumordnungsverfahren darf die BNetzA grundsätzlich nicht von den durch die Bundesfachplanung festgelegten Trassenkorridoren abweichen. Diese Bindungswirkung hat zur Folge, dass bereits auf Ebene der Bundesfachplanung sichergestellt werden muss, dass der festgelegte(..) Trassenkorridor tatsächlich und rechtliche möglich ist (Otto 2014: 7). Die Bundesfachplanung nimmt damit eine zentrale Stelle im System des Energienetzausbaus (Stüer 2014: 360) ein. Durch das Zusammenspiel zwischen Bundesfachplanung und Planfeststellung ist die BNetzA dazu gezwungen, die Eignung des von ihr zu wählenden Trassenkorridors für die künftige Verlegung der Höchstspannungsleitung abschließend zu klären (Otto 2014: 8). Das hierfür zugrunde legende Prüfprogramm nach 5 Abs. 1 NABEG umfasst die Prüfung 37

46 der Raumverträglichkeit des Vorhabens und die Prüfung entgegenstehender überwiegender öffentlicher und privater Belange. Aus dieser Formulierung lässt sich kaum erahnen, wie umfangreich der Prüfauftrag 1 tatsächlich ist. Die nach 5 Abs. 1 S. 3 NABEG geforderte Prüfung ist darauf gerichtet, einen geeigneten Trassenkorridor zu finden und diesen abschließend festzustellen. Die Besonderheit des festgestellten Plans ist dabei, dass er nicht zum Bau berechtigt, also weder in Natur und Landschaft eingreift, noch öffentliche oder private Belange direkt beeinträchtigen kann (Otto 2014: 21), jedoch für die nachfolgende Planfeststellung verbindlich ist. Dies hat zur Folge, dass in der Bundesfachplanung abschließend geprüft werden muss, ob der Trassenwahl die zuvor aufgezählten Belange entgegenstehen (Otto 2014: 21). Viele rechtliche Hindernisse sind durch den eingeräumten Vorrang ( 1 S. 3 NABEG) für grenzüberschreitende oder länderübergreifende Stromtrassen überwindbar, da die für Leitungstrassen erheblichen Belange überwiegend einer Abwägung zugänglich sind. Letztlich besteht auch die Möglichkeit diese Belange im Rahmen der Abwägung zu überwinden, sollten sie entgegenstehen (vgl. Tabelle 4). Belange anderer Fachplanungsvorhaben, wie zum Beispiel Vorhaben des Straßen-, Luftverkehrs-, Wasserstraßen-, Eisenbahn- oder Bergrechts sind im Falle einer Abwägungsprüfung in der Bundesfachplanung einer Abwägung nicht zugänglich. Wenn auch nicht zwangsläufig ein Verbot aus eventuell entgegenstehenden Vorhaben resultieren muss (vgl. Spalte 3 der Tabelle 4), so ist man im Falle kollidierender Vorhaben dennoch immer auf die Mitwirkung anderer Entscheidungsträger angewiesen (vgl. Otto 2014: 34-43). Dies bedeutet auch ein damit einhergehendes Verzögerungsrisiko. Auch die Grenzwerte der 22. BImSchV entziehen sich der Abwägung und dürfen daher in keinem Falle überschritten werden (vgl. Otto 2014: 28). Schutzabstände und Vorsorgeabstände sind in jedem Fall einzuhalten. Wesentlich zu konzentrieren gilt es sich daher darauf, die unterschiedlichen Belange im Rahmen der Abwägung angemessen zu gewichten und das Abwägungsergebnis anschließend nachvollziehbar und transparent zu kommunizieren. Damit dies aber überhaupt mög- 1 Die Prüfung der Erfordernisse der Raumordnung und anderer raumbedeutsamer Planungen und Maßnahmen beinhaltet neben den Zielen, Grundsätzen und sonstigen Erfordernissen der Raumordnung auch Querschnittsplanungen, Fachplanungen und Umweltplanung. Bei der Fachplanung handelt es sich wiederum um Fernstraßen, Eisenbahnen, Wasserstraßen, Flughäfen, Abfalldeponien sowie Bergrechtliche Baubeschränkungsgebiete (vgl. Otto 2014: 14). Weitere raumbedeutsame Pläne aus der Umweltfachplanung sind Landschaftspläne, wasserwirtschaftliche Planungen, Luftreinhalte- und Aktionsplanung, Lärmminderungsplanung, Abfallwirtschaftsplanung (vgl. Otto 2014: 14). Raumbedeutsame Maßnahmen i. S. v. 3 Abs. 1 Nr. 6 ROG können z. B. Windkraftanlagen ( 35 Abs. 1 Nr. 5 BauGB) oder Abgrabungen nach Bergrecht sein. Dazu kommt die Prüfung gesetzlicher Verbote und Beschränkungen, die sich im Immissionsschutzrecht, Wasserhaushaltsgesetz, im Bundesnaturschutzgesetz bzw. den Naturschutzgesetzen der Länder finden (vgl. Otto 2014: 16). Die Untersuchung sonstiger öffentlicher und privater Belange erstreckt sich auf öffentliche Belange, Belange des Gesundheitsschutzes, kommunale Belange und die Interessen der Eigentümer als private Belange (vgl. Otto 2014: 17-20). 38

47 lich ist und nicht der Eindruck in der Öffentlichkeit entsteht, es werde über relevante Belange ohne Weiteres hinweg gegangen, müssen die durch das Leitungsbauvorhaben betroffenen Belange zuallererst korrekt ermittelt werden (vgl. Otto 2014: 22). Das Regelungssystem hinsichtlich der Gewichtung verschiedener Belange erscheint für die Öffentlichkeit, wenn nicht sogar für den Rechtsanwender, diffus. Exemplarisch sei hier auf Regelungen des Naturschutzes verwiesen (Spalte 1 der Tabelle). Während zum Beispiel bei der Durchquerung von FFH-Gebieten nach 34 BNatSchG oder bei durch das Vorhaben betroffenem Artenschutz nach 44 BNatSchG zwar eine strikte Bindung an diese Belange durch das BNatSchG resultiert, können hiervon wiederum Ausnahmen gemacht werden, wenn eine Befreiungslage nach 67 BNatSchG besteht (vgl. Otto 2014: 79-83). Wenn keine Ausnahme von der Bindung gegeben ist, ist dann wiederum nach Regelungen des BNatSchG abzuwägen. Eine Vorrangabwägung nach den Vorschriften der Bundesfachplanung oder Planfeststellung im NABEG findet wiederum überhaupt nicht statt. Im Gegensatz hierzu steht das Verhältnis zu privaten und kommunalen Belangen. Diesbezüglich findet ausschließlich eine Vorrangabwägung gemäß 1 Abs. 3 NABEG statt. Wieder anders, wenn nicht gar gegensätzlich, gestaltet sich die Regelungssystematik im Falle einer Überschneidung mit anderen Fachplanungsvorhaben, aus der stets ein Verbot resultiert, welches der Vorrangabwägung des NABEG überhaupt nicht zugänglich ist (vgl. Otto 2014: 79-83). Eine Vermittlung dieser Ungleichbehandlung in die Öffentlichkeit dürfte nur schwer auf Akzeptanz treffen. Verbesserungsbedarf ergibt sich aus den unterschiedlichen Zuständigkeiten und Mitwirkungsbefugnisse anderer (Landes-) Behörden (Spalte 10 der Tabelle 4), die aufgrund des Abstimmungserfordernisses verzögernd wirken. Sinnvoll erscheint es deswegen, die behördlichen Zuständigkeiten und Mitwirkungsrechte noch stärker zu bündeln, z.b. bei der BNetzA. Hier sei auf die Möglichkeit des Entsendens von Vertretern hingewiesen, die auch systemtheoretisch empfehlenswert ist (vgl. Kapitel 2.2). 39

48 Tabelle 4: Übersicht nach Otto 2014 über das Abwägungs- bzw. Prüfprogramm bei der Bundesfachplanung und Planfeststellung nach dem NABEG 2 (Quelle: Otto 2014: 79-83) Rechtsgebiet Belang Flächennutzungsplan Strikte Bindung PlanfestB, gem. 7 BauGB Verbot Abwägung Freistellung Ausnahme Befreiung, Nein Ja Ja, Widerspruch Nein Bedeutung 1 Satz 3 NABEG Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG Bindung gem. 7 BauGB, Möglichkeit Widerspruch Prüfung Bundesfachplanung Prüfungs-intensität Planfeststellung Ggf. Widerspruch, 7 BauGB Verfahren Benehmen Gemeinde Bebauungsplan PlanfB, Nein, 38 BauGB Nein Ja Nicht erforderlich Nein Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG Überörtlichkeit gem. 38 BauGB Überörtlichkeit gem. 38 BauGB Beteiligung Gemeinde Ziele der Raumordnung PlanFB nein, 15 NABEG Nein Ja Nicht erforderlich Nicht erforderlich Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG 15 NABEG 15 NABEG Beteiligung Raumordnungsbehörde Trennungsgrundsatz 50 BImSchG Nein, 50 BIm- SchG Nein Ja Nicht erforderlich Nicht erforderlich Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG Fachgesetzliche Grenzen Fachgesetzliche Grenzen Beteiligung Immissionsschutzbehörde 22. BImSchV Ja Ja Nein Nein Nein Nein, nicht überwindbar Schutzabstand, Vorsorgeabstand Schutzabstand, Vorsorgeabstand Beteiligung Immissionsschutzbehörde 2 In der Übersicht ist dargestellt, wie mit verschiedenen fachlichen Regelungen bzw. öffentlichen Belangen in der Bundesfachplanung bzw. im Planfeststellungsverfahren umzugehen ist. Die Darstellung ist auf die Planfeststellung nach 18 ff. NABEG bezogen, da die Bundesfachplanung selbst mangels Zulassungsentscheidung nicht den gesetzlichen Bindungen unterliegt, die im Planfeststellungsverfahren zu beachten sind. 40

49 Kommunale Belange Nein Nein Ja Nein Nein Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG Abwägung Belange Abwägung Belange Anhörung Gemeinde Private Belange Nein Nein Ja Nein Nein Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG Gewichtung 1 Satz 3 NABEG Alternative Abwägung Belange Anhörung Öffentlichkeit Straßenrecht Ja Nein Nein Möglich, 9 Abs. 8 FStrG Nein, nicht überwindbar Ja, Anbauverbot Ausnahmemöglichkeit Ausnahmemöglichkeit Straßenbehörde Luftverkehrsrecht Ja Ja Nein Nein Möglich Nein, nicht überwindbar Luftvekehrsbehörde Wasser-straßenrecht Genehmigungsvorbehalt Wasserrecht Ja, WHG Ja, 78 WHG Nein Nein Nein Nein, nicht überwindbar Nein Nein Ja, 78 Abs. 3 WHG Nein, nicht überwindbar Ja, Bauschutzbereich Ausnahmemöglichkeit Ausnahmemöglichkeit Betriebssicherheit Betriebssicherheit Schifffahrtbehörde Hochwasserschutz Hochwasserschutz Wasserbefhörde Nein Nein Nein Nein, nicht überwindbar Betriebssicherheit Eisenbahnrecht Ja Genehmigungsvorbehalt Betriebssicherheit Eisenbahnbundesamt fffffbergrecht Ja Zustimmungsvorbehalt Luftreinhalteplanung Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Alternative Abfallwirtschaftsplanung Nein Nein Nein Nein, nicht überwindbar Nein Nein Ja Nein Nein, nicht erforderlich Ja Nein Ja Nein Ja, 9 Abs. 4 HAKrWG Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG Erschwerung Bergbau Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Alternative Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Alternative Erschwerung Bergbau Beteiligung gem. 69 BBergG Gemeinde Gewichtung 1 Satz 3 NABEG Alternative Abfallwirtschafts-behörde 41

50 Denkmalschutz Ja Ja, Ja, gem. DSchG der Länder nein Nein, nicht erforderlich Ja, Abwägung gem. DSchG Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Alternative Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Alternative Denkmalschutzbehörde Naturschutzr. Eingriffs- Regelung Ja Nein Ja, gem. BNatSchG Nein Nein Ja, Abwägung gem. BNatSchG Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Alternative Gewichtung 1 Satz 3 NABEG Alternative Naturschutzbehörde FFH- Gebietsschutz 34 BNatSchG Artenschutz 44 BNatSchG Biotopverbundsystem 21 BNatSchG Ja Ja Ja, gem. BNatSchG Ja Ja Ja, gem. BNatSchG Nein Nein Ja, gem. BNatSchG Nein 34 Abs. 3, BNatSchG Nein Ja, 45 Abs. 7, 7 BNatSchG Nein Nein, nicht erforderlich Ja, gem. BNatSchG Ja, gem. BNatSchG Ja, Abwägung gem. 1 Satz 3 NABEG Prüfung Befreiungslage 67 BNatSchG Prüfung Befreiungslage 67 BNatSchG Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Gewichtung Prüfung Befreiung 67 BNatSchG Prüfung Befreiung 67 BNatSchG Prüfung Alternative Mitwirkung anerkannte Vereinigung Mitwirkung anerkannte Vereinigung Prüfung Alternative Naturschutzgebiet 23 BNatSchG Ja Ja Ja, gem. BNatSchG Nein Ja, 67 BNatSchG Ja, gem. BNatSchG Prüfung Befreiungslage 67 BNatSchG Prüfung Befreiung 67 BNatSchG Mitwirkung Anerkannte Vereinigung Nationalpark 24 BNatSchG Prüfung Alternative Biosphärenreservat 25 BNatSchG Landschaftsschutzgebiet 26 BNatSchG Ja Ja Ja, gem. BNatSchG Nein Nein Ja, gem. BNatSchG Ja Ja Ja, gem. BNatSchG Nein Ja, 67 BNatSchG Nein Nicht erforderlich Nein Ja, 67 BNatSchG Ja, gem. BNatSchG Ja, gem. BNatSchG Ja, gem. BNatSchG Prüfung Befreiungslage 67 BNatSchG Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Gewichtung Prüfung Befreiungslage 67 BNatSchG Prüfung Befreiung 67 BNatSchG Prüfung Befreiung 67 BNatSchG Mitwirkung anerkanntevereinigung Prüfung Alternative Mitwirkung anerkannte Vereinigung Naturpark 27 BNatSchG Nein Nein Ja Nein Nicht erforderlich Ja, gem. BNatSchG Gewichtung 1 Satz 3 NABEG; Gewichtung Prüfung Alternative Prüfung Alternative 42

51 Naturdenkmal 28 BNatSchG Ja Ja Ja, gem. BNatSchG Nein Ja, 67 BNatSchG Ja, gem. BNatSchG Prüfung Befreiungslage 67 BNatSchG Prüfung Befreiung 67 BNatSchG Mitwirkung Anerkannte Vereinigung Geschützte Landschaftsbestandteile 29 BNatSchG Gesetzlich Geschützte Biotope, 30 BNatSchG Ja Ja Ja, gem. BNatSchG Ja Ja Ja, gem. BNatSchG Nein Ja, 67 BNatSchG Nein Ja, 67 BNatSchG Ja, gem. BNatSchG Ja, gem. BNatSchG Prüfung Befreiungslage 67 BNatSchG Prüfung Befreiungslage 67 BNatSchG Prüfung Befreiung 67 BNatSchG Prüfung Befreiung 67 BNatSchG Rot = strikte Bindung der Planung an gesetzliche Vorgaben bzw. gesetzliche Verbote Grün = Möglichkeit die überragende Bedeutung des Netzausbaus in die Abwägungs- bzw. Ausnahme/Befreiungsentscheidung einzubringen. 1. Spalte: Belange bzw. Rechtsmaterien 2. Spalte: Materiell-rechtliche Bindung, die durch gesetzliche Regelungen für die Planfeststellung normiert ist. In der 3. Spalte ist angegeben, ob aus den gesetzlichen Regelungen ein Bauverbot resultiert. In der 4. Spalte ist angegeben, ob das Verbot mittels einer Abwägung überwindbar ist. In der 5. Spalte ist angegeben, ob von der Bindung befreit werden kann. In der 6. Spalte ist angegeben, ob von dem Verbot eine Ausnahme oder Befreiung erteilt werden kann. In der 7. Spalte ist angegeben, ob die Gewichtung in 1 S. 3 NABEG für die von dem Bauverbot oder für die Abwägung bedeutsam ist. In der 8. Spalte ist angegeben, welche Prüfung in der Bundesfachplanung erforderlich ist. In der 9. Spalte ist angegeben, welche Prüfung in der Planfeststellung erforderlich ist. In der 10. Spalte ist angegeben, welche Behörde oder Person insbesondere bei der materiell-rechtlichen Prüfung zu beteiligen ist. Mitwirkung Anerkannte Vereinigung Mitwirkung Anerkannte Vereinigung 43

52 2.1.2 Bewältigung und Verringerung von Planungskomplexität durch Recht Moderne Gesellschaften sind hochkomplex. Die Anforderungen, die sie z.b. an ihren Lebensraum stellen, bedingen gewaltigen Organisationsbedarf und entsprechende Organisationsleistungen. Planung, Genehmigung, Bau und Unterhaltung von Versorgungstrassen stellen eine elementare Voraussetzung dessen dar, was gemeinhin unter dem Begriff Daseinsvorsorge zusammengefasst wird. So ist die Sicherstellung der Energieversorgung [...] eine öffentliche Aufgabe von größter Bedeutung (BVerfG, Beschl. v. 20. März 1984, 1 BvL 28/82, BVerfGE 66, 248, 258) und insofern eine Leistung, deren der Bürger zur Sicherung einer menschenwürdigen Existenz unumgänglich bedarf (ebd.). Nicht nur mit Blick auf die Großaufgabe der Energieversorgung sind ohne Unterlass Entscheidungen zu treffen, die delegiert und aufgrund zunächst unüberblickbarer Einflussgrößen vertagt werden müssen (vgl. Luhmann 1989: 17). Der Entscheidungsdruck auf das politische System, das sich i.e.s. aus der Parteipolitik und i.w.s. aus der öffentlichen Verwaltung zusammensetzt, wird immer größer. Es kann sich nur bewähren, wenn es Prozesse installiert, die die strukturierte Vertagung von Festlegungen sicherstellen. Die bloße Existenz von Planungsverfahren sagt nichts darüber aus, wie eine Entscheidung aussieht sie gewährleistet aber, dass es eine Entscheidung geben wird. Der Legitimationsanspruch 3 des politischen Systems richtet sich auf das von ihm hervorgebrachte positive Recht, in diesem Fall also auf eine Verfahrensordnung, die aus formellen und materiellen Vorgaben besteht. Gelingt es, durch Anwendung dieser Ordnung bindende Letztentscheidungen zu erzeugen, erweist sich gesetztes Recht als funktionstüchtig. Auf diese Weise wird durch das Verfahren Legitimation beschafft, das Vertrauen in das politische System und in seine Fähigkeit zum souveränen Umgang mit Komplexität wird gestärkt. Die abschließende Sachentscheidung ist erst dann wirklich bindend, wenn sie der gerichtlichen Prüfung standhält oder noch besser dieser erst gar nicht ausgesetzt wird, weil sie allgemein anerkannt ist. Soll der zur Entscheidung hinführende Prozess eine Festlegung dieser Qualität hervorbringen, muss er bestimmte Voraussetzungen erfüllen. Gegenwärtige Diskurse drehen sich um eine Verbesserung von Planungsverfahren hinsichtlich ihrer Transparenz. Im Fokus stehen die Ausweitung und Institutionalisierung frühzeitiger Öffentlichkeitsbeteiligung und damit der Wunsch, die Chancen auf effektive Konfliktlösung zu erhöhen. Ist in der Vorhabenplanung ein Antrag ausgearbeitet, ermöglichen die förmlichen Beteiligungsinstrumente bis hin zum Erörterungstermin häufig nur noch die Korrektur im Detail (vgl. Grigoleit et al. 2011: 150). Das neue Planungs- und Genehmigungsregime stellt in dieser Hinsicht einen Fortschritt dar, indem es Beteiligung in die Schritte der Bedarfsentwicklung integriert und durch die gleichsam abgeschichtete wie iterative Antragstellung in Bundesfachplanung ( 6 und 8 NABEG) und Planfeststellung ( 19 und 21 NABEG) partizipativen Zugriff auf die Erstellung der Planunterlagen gewährt. Die häufig als Gegensatz konstruierte Unterscheidung zwischen der dienenden Funktion von Verwaltungsverfahren 3 Der Begriff geht zurück auf die Herrschaftslehre Max Webers (vgl. Weber 1972: 122). 44

53 einerseits und deren demokratischem Eigenwert andererseits wird neu arrangiert: Ergebnisorientierung im oben beschriebenen Sinne erfolgt durch Prozessorientierung, sie schließen einander nicht aus. Aufgrund der enormen Komplexität (raum-) planerischer Aufgaben sind Verfahren, die deren Bewältigung dienen, als Prozesse der Wissensgenerierung aufzufassen (vgl. Franzius 2014: 18). Die beteiligten Akteure kennen weder ihr eigenes Nutzenoptimum, noch dasjenige der Übrigen. Entscheidungs- bzw. spieltheoretisch ist der Prozess kaum zu modellieren, weil die potenziellen Spieler nicht a priori zu überblicken sind (vgl. ebd.: 113). Angesichts der rund um den Netzausbau bestehenden Konflikte ist zudem die Wahrscheinlichkeit hoch, dass das Verfahren zum sogenannten Diskoordinationsspiel wird, in dem mindestens ein Spieler daran interessiert ist, genau das Gegenteil zu machen und zu erreichen wie der andere Spieler (Schulz 2015: 17). In dieser Situation gibt es kein stabiles Gleichgewicht zu erwartender Strategien, das Verhalten der Akteure ist nicht vorhersehbar (vgl. ebd.). Der Rechtsrahmen, in dem sich solche Entscheidungssituationen verwirklichen, ist entsprechend auszugestalten. Es gibt keine optimale Lösung, die bloß zu enthüllen wäre vielmehr wird eine vorzugswürdige Lösung erst im Prozess durch Gegenüberstellung von Alternativen ermittelt. Zentraler inhaltlicher Punkt zugunsten der Stärkung der abschließenden Entscheidung ist die Teilhabe der Öffentlichkeit an der Entwicklung und Auswahl von Planungsoptionen (vgl. Renn et al. 2014: 283). Entlang der Verfahrensstufen nehmen diese Optionen unterschiedliche Maßstäbe an. Geht es in den Schritten der Bedarfsplanung noch um eher strategische Varianten in der Handhabung des Netzausbaus, so beginnt mit der Bundesfachplanung die Verortung von Trassenverläufen und damit auch von Belastungen und Betroffenheiten im Raum. Die Bedeutung von Varianten spiegelt sich in den Rechtsvorschriften. 12 a EnWG fordert die Ausarbeitung von mindestens drei Entwicklungspfaden bei der Erstellung des Szenariorahmens; 6 NABEG legt fest, dass der Antrag auf Bundesfachplanung die Darlegung alternativer Trassenkorridore enthalten muss. Der Verfahrensablauf der Netzplanung und genehmigung öffnet einen Kontingenzraum. Was vorgeschlagen, erarbeitet und letztlich ausgewählt wird, ist nicht mit naturwissenschaftlicher Präzision in die Kategorien richtig oder falsch einzuordnen. Da der Freiheitsgrad der Planung zu Beginn am größten ist und unter Ausscheidung von Alternativen auf eine finale Festlegung zuläuft, liegt es nahe, den Prozess als reine Zuspitzung in Form eines Trichters wahrzunehmen. Mit Blick auf die mehrfache Abschichtung und die Möglichkeiten des Zurückspringens greift diese Betrachtung aber zu kurz. Es gibt keinen einheitlichen Alternativenraum, der sich von der Erstellung des Szenariorahmens bis zur Planfeststellung ständig verjüngt. Im Gegenteil scheidet das Verfahren auf den verschiedenen Maßstabsebenen immer wieder Varianten aus und wird mit neuen Optionen angereichert, die es weiterverarbeitet. Während die Bundesfachplanung noch großräumige Korridoralternativen untersucht, widmet sich die Planfeststellung der Frage, wo genau die Trasse innerhalb des bereits festgelegten, m breiten Bands verlaufen soll. 45

54 Der über alle Planungsstufen bis hin zur Zulassung verlaufende Verfahrensstrang erscheint grundsätzlich als angemessene Handhabung der Aufgabe Netzausbau. Der Gewährleistungsstaat gibt einen Ablauf vor, innerhalb dessen die beteiligten Akteure bestimmte Probleme selbst lösen müssen (vgl. Franzius 2014: 11); das Verfahren vollzieht sich im Modus der regulierten Selbstregulierung. Vereinzelt sind jedoch Punkte erkennbar, an denen der vorgesehene Ablauf den sich stellenden Fragen nicht gerecht wird. Die sich daraus ergebenden Modifizierungsansätze sind teils originär rechtswissenschaftlich, teils planerisch oder technisch getrieben. Die seitens der BNetzA unterbliebene Alternativenprüfung mit Bezug auf die in der Bedarfsplanung gewählten Netzverknüpfungspunkte bedingt eine frühzeitige Festlegung, die nicht der Vorstellung eines analytisch-deliberativen Verfahrensgangs entspricht. Nicht mit Blick auf den Trassenverlauf, wohl aber bezüglich der Anfangs- und Endpunkte beginnt das Verfahren mit bereits reduzierter Komplexität, wo es die Reduktion eigentlich zum Gegenstand haben sollte. Die gewünschte diskursive Bewertung von Entscheidungsoptionen, die in einem technisch ausgerichteten Analyseprozess ermittelt worden sind (vgl. Franzius 2014: 53, 101), ist hier nicht erkennbar. Zwar ist die Untersuchung variierender Netzverknüpfungspunkte nicht einfachgesetzlich vorgegeben, sie ergibt sich aber unmittelbar aus dem Rechtsstaatsprinzip und kann von der zuständigen Behörde (hier: BNetzA) nicht einfach mit dem Argument der Unzumutbarkeit zurückgewiesen werden. Rechtsstaatliche Raumplanung muss Kontingenz grundsätzlich berücksichtigen und ist nicht alternativlos (vgl. Antweiler 2013: 340). Letztlich müssten also sogar die aus der Bedarfsplanung übernommenen Endpunkte der Trassen zur Disposition gestellt werden. Die Stromnetzplanung, die in der Regel nicht über Stützpunkte entlang der Trassen verfügt, würde sogar diese Ausgangspunkte verlieren. Ihre ohnehin kaum beschränkte Varianz würde sich noch weiter erhöhen. Dies würde den Planungsprozess zwar weiter verkomplizieren, ist rechtlich aber geboten. Die Annahme zunächst unüberschaubarer Kontingenz muss sich auf die Institution auswirken, die deren Bewältigung dient. Sicher ist: Es wird im Ablauf des einzelnen Planungsverfahrens zu unvorhergesehenen Konstellationen kommen. Die Verfahrensordnung sollte deshalb Spielräume zur flexiblen Handhabung offenlassen (vgl. Richter/Furubotn 2003: 26). Aus planerischer Perspektive sollte sie insbesondere mit Möglichkeiten der Rückkopplung durchsetzt sein. Verbesserungswürdig erscheint vor diesem Hintergrund die Verbindlichkeit des in der Bundesfachplanung ermittelten Korridors für die nachfolgende Planfeststellung. Planerische Unsicherheiten sind in der Stromnetzplanung systembedingt deutlich größer als in den anderen Sektoren trassengebundener Infrastruktur (s. Kapitel 3.2). Gerade bei Vorhaben von großer Länge kann nicht ausgeschlossen werden, dass aus technischen oder planerischen Gründen in der Planfeststellung zumindest punktuell der Korridor verlassen werden muss. Das nach gegenwärtiger Rechtslage notwendige vollständige Neuaufrollen der Bundesfachplanung ist in diesen Fällen sicher nicht sachgerecht. Mit dem Entwurf eines Gesetzes zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energieleitungsbaus, der das Wiederaufgreifen der Bundesfachplanung im vereinfachten Verfahren vorsieht, hat sich die Bundesregierung dieses Problems angenommen (vgl. BT-Drs. 18/4655: 3). 46

55 Allerdings sollte die Möglichkeit zur Rückkopplung maßvoll eingeräumt werden und die Funktionstüchtigkeit des Verfahrens, die in der Erzeugung einer bindenden Letztentscheidung besteht (vgl. 9 VwVfG), nicht in Frage stellen. Wie bei der Echternacher Springprozession sollte die Devise zwei Schritte vor, einer zurück und nicht einen Schritt vor, zwei zurück lauten. Zunächst ausgeschiedene Alternativen sollten nur dann der wiederholten bzw. nachgeholten eingehenden Prüfung unterworfen werden, wenn sie sich aufgrund neuer Erkenntnisse aus raumplanerischer und/oder technischer Perspektive aufdrängen. Recht ist ein wichtiger, aber nicht der alleinige Baustein zur Reduktion von Planungskomplexität. Es gibt insbesondere den Rahmen vor, innerhalb dessen sich abgeschichtete und ggf. wieder rückgängig zu machende Festlegungen bis hin zur umfassenden Sachentscheidung vollziehen. Formelle und materielle Vorgaben lenken die Kommunikation, die im Verfahren als sozialem Handlungssystem (Luhmann 1969: 38) durchgängig stattfindet. Durch Verfahrenskommunikation werden Konflikte gelöst und Entscheidungen gefällt. Die Intensität, mit der Konfliktlösungen rechtlich determiniert sind, variiert je nach Themenfeld. Immissionsschutzrechtliche Grenzwerte oder etwa die naturschutzrechtliche Eingriffsregelung können als formalisierte Bewältigungsmodi verstanden werden, die im einzelnen Verfahren bloß noch bespielt werden müssen. Andere Themen werden von den beteiligten Akteuren selbstständig bearbeitet, wie es z.b. die BNetzA und die ÜNB in der gemeinsamen Erstellung des Musterantrags auf Bundesfachplanung getan haben. Während dieses Dokument noch über alle Bundesfachplanungsverfahren hinweg zur Anwendung kommt, existieren weitere Themen bzw. Konflikte, die nur im Zusammenhang mit einzelnen Vorhaben auftreten und dort situativ-kreativ zu lösen sind. Eine Verfahrensordnung, die hoher Komplexität Herr werden will, lässt dafür Raum Verfahrensrechtanalyse abgeschlossener Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren Im Zeitraum ist eine überschaubare Anzahl von Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren für 380-KV-Höchstspannungsleitungen eingeleitet und abgeschlossen worden 4. Aufgrund der Verzögerungen im Netzausbau in den letzten Jahren ist auch in den kommenden Jahren nicht mit einem Abschluss von übermäßig vielen Verfahren zu rechnen. Raumordnungsverfahren haben ab Eröffnung bis zum Beschluss höchstens neun Monaten gedauert; Planfeststellungsverfahren ab Eröffnung bis zum Beschluss knapp ein Jahr (vgl. Janßen 2016: 155). Für einige Vorhaben konnte die Dauer zwischen Abschluss Raumordnungsverfahren und Einleitung Planfeststellungsverfahren ermittelt werden. Sie beträgt über ein Jahr (vgl. Janßen 2016: 156). Die Gesamtdauer dieser Vorhaben liegt bei rund vier Jahren 5 und ist bezogen auf die Aussage, dass Planungs- und Genehmigungsverfahren zehn Jahre und mehr dauern, überraschend. Hingegen erscheinen die Vorgaben der EU- 4 Vgl. hierzu ausführlich Janßen, Sarah 2016: Beschleunigung im Stromnetzausbau? Eine empirische Untersuchung zur Dauer der Planung von Höchstspannungsleitungen. Dissertation vorgelegt am an der Fakultät Raumplanung der Technischen Universität Dortmund. Die Dissertation befindet sich im Promotionsverfahren und wird anschließend veröffentlicht. 5 Dem Wert liegt der Median zugrunde. 47

56 Verordnung mit einer Gesamtdauer von 3,5 Jahren vor diesem Hintergrund nicht unrealistisch, gerade weil sie sich ausschließlich auf das Zulassungsverfahren - also das Planfeststellungsverfahren in Deutschland beziehen (vgl. Janßen 2016: 40). Daten zur Bedarfsermittlung und zum Projektstart finden hierbei keine Berücksichtigung (vgl. Janßen 2016: 78). Der Gesetzgeber hat mit den Änderungen durch das Gesetzespaket zur Energiewende vom Juli 2011 ( 12 a bis 12 e EnWG) zur Beschleunigung der Verfahren zwei wesentliche Maßnahmen getroffen: Zum einen die frühzeitige Bürgerbeteiligung, um die Akzeptanz für die Vorhaben zu steigern, und zum anderen die Verkürzung von Fristen innerhalb der Verfahren. Es zeichnet sich jedoch ein Bild von einer Einzigartigkeit der Verfahren ab, die aufgrund ihrer jeweiligen spezifischen Komplexität keine Kohärenz in Bezug auf die Einflussfaktoren aufweisen (vgl. Janßen 2016: 146ff.). 2.2 Verfahrensmodelle für eine beschleunigte Stromnetzplanung Eine hochkomplexe Planungsaufgabe wie der Ausbau des Höchstspannungsnetzes benötigt eine gestufte, konsekutive Verfahrensordnung. Zu bestimmten Zeitpunkten fallen im Verfahrensablauf bestimmte Vor- bzw. Teilentscheidungen, die den weiteren Verlauf determinieren. Diese Vorgehensweise erscheint aus technischer und planerischer Sicht sinnvoll, begegnet keinen grundsätzlichen juristischen Bedenken und ist entsprechend im Fachplanungsrecht allerorten verankert Verfahrensmodelle für eine beschleunigte Stromnetzplanung Der einzelne Verfahrensschritt einer gestuften Ordnung muss von einem Input an bereits erfolgten Festlegungen ausgehen und seinerseits ein Outputbündel erzeugen, an das der weitere Prozess anknüpfen kann. Im Rahmen des interdisziplinären Projekts erweist sich die Frage nach bestehenden und darüber hinaus wünschenswerten Möglichkeiten der Rückkopplung als zentral. Mit anderen Worten: Welche bereits ausgeschiedenen Inhalte können zu welchem Zeitpunkt und unter welchen Bedingungen wieder in die Prüfung zurückgeholt werden? Eine solche Wiederholung (Iteration) kann aus technischen, raumplanerischen und/oder rechtlichen Gründen angezeigt sein. Ereignen kann sie sich sowohl innerhalb eines Verfahrensschritts, als auch über Verfahrensschritte hinweg. Als vielschichtig erweist sich in diesem Zusammenhang das Verhältnis zwischen den Begriffen Abschichtung und Iteration, das sich keinesfalls in einem Gegensatz erschöpft. Das Ausscheiden von Inhalten aufgrund ggf. überschlägiger Prüfung gerät erst dann mit dem Gedanken des Wiederaufnehmens in Konflikt, wenn die Abschichtung den Anspruch erhebt, unumstößlich zu sein. Soweit sie dies nicht ist, muss sie sogar als Voraussetzung von Iteration bezeichnet werden. Nur Schritte, die bereits stattgefunden haben, können wiederholt und nur Inhalte, die bereits ausgeschieden wurden, können wiedergeholt werden. Wie sich zeigt, ist Iteration ihrerseits nicht auf Abschichtung angewiesen. Der Abschichtungsbegriff ist von inhärent materieller Natur: Das Abschichten zielt auf Inhalte. Im Sinne der zuvor getroffenen Unterscheidung zwischen wiedergeholten Prüfinhalten und wiederholten Schritten kann Iteration hingegen nicht nur materiell, sondern rein formell erfolgen. 48

57 Weist die Behörde z.b. Antragsunterlagen unter Verweis auf deren Unvollständigkeit zurück bzw. verlangt sie die Nachbearbeitung hinsichtlich der fehlenden Teile, handelt es sich um ein mechanisches Zurückspringen im Prozess, das nicht auf die erneute Einbeziehung bereits erörterten Wissens gerichtet ist. Das interdisziplinäre Modell der Verfahrensgestaltung in der Stromnetzplanung ist letztlich konservativ, da es nicht grundsätzlich an der gestuften Vorgehensweise der bestehenden Ordnung rüttelt. Mit Blick auf das Arrangement von Abschichtung und Iteration ergeben sich unter Berücksichtigung der Forschungsergebnisse aber Abweichungen zwischen dem Istzustand und einem interdisziplinär begründbaren Soll Modellentwurf Jeder Verfahrensschritt, so ist bereits erörtert worden, verarbeitet einen Input, den er als gegeben annimmt. Die Netzentwicklung baut auf dem Szenariorahmen auf, die Bundesfachplanung auf dem Bedarfsplan, die Planfeststellung auf dem zuvor ermittelten Trassenkorridor. Weniger eindeutig zu beantworten ist die Frage, wovon der Gesamtprozess an seinem Beginn ausgeht bzw. was ihn anstößt (vgl. Kurzdarstellung Kapitel 1) Eingespeist wird ein Konglomerat aus politischen Zielen und entsprechenden gesetzlichen Vorgaben. Bisheriges Verfahrensmodell (s. Abbildung 12): Angesichts der fortwährend zahlreichen Anpassungen verschiedener Bereiche des Energierechts erweist sich der politische Rahmen als erstaunlich stabil, war der Netzausbau doch bereits Teil des Energiekonzepts der Bundesregierung aus dem Jahr Umzusetzen ist er innerhalb des Zielgeflechts des 1 EnWG. Die beabsichtigte Beschleunigung konkretisiert sich in den weiteren Vorschriften des EnWG ( 12 a bis e), im BBPlG und im NABEG. Inspiriert von diesen Rahmenbedingungen sind von den ÜNB zudem außergesetzliche allgemeine Planungsgrundsätze für das deutsche Übertragungsnetz entwickelt worden, die gleichfalls über dem gesamten Verfahren angesiedelt sind (vgl. ÜNB 2015). Gründe für das innerhalb des Prozesses immer wieder auftretende Iterationsbedürfnis sind bereits genannt worden. Mehr als andere Fachplanungen besteht die Stromnetzplanung aus einem explorativen trial and error. Zudem hat der Gesetzgeber zum einen den Wunsch nach mehr Beteiligung und zum anderen die Rolle des Gewährleistungsstaats für die Sicherung der Daseinsvorsorge und der Grundlagen des europäischen Energiebinnenmarktes reflektiert. Immer stärker werden Ausarbeitungen der Vorhabenträger bloß noch als Vorschläge begriffen, die partizipativ geöffnet werden und der behördlichen Bestätigung bedürfen. Wo diese versagt bleibt, müssen durch die ÜNB iterativ Änderungen vorgenommen werden, etwa um die Genehmigung des Szenariorahmens oder die Bestätigung des NEP durch die BNetzA zu erhalten. Die genannte Tendenz, Planungen der ÜNB vermehrt Änderungsmöglichkeiten auszusetzen, gilt insbesondere für die Bedarfsplanung, die bis zur Einführung des geltenden Planungsregimes im Sommer 2011 allein der unternehmerischen Entscheidung der Netzbetreiber oblag. Doch auch die vorhabenbezogene Planung hält neue Vorbehalte bereit. Die Inhalte der Anträge auf Bundesfachplanung und Planfeststellung gem. 6 bzw. 19 NABEG stehen in den Antragskonferenzen zur Disposition. Was in den Anträgen abgeschichtet wurde, kann hier auf die Tagesordnung zurückkehren und den ÜNB 49

58 bei der Festlegung des Untersuchungsrahmens für die weitere Prüfung auf den Weg gegeben werden. 50

59 Abbildung 12: Deskriptives Verfahrensmodell Quelle: eigene Darstellung 51

60 Ein weiterer möglicher Ansatzpunkt zur Iteration ergibt sich aus 14 NABEG. Zwar ist die Planung beim one-stop-shop BNetzA auf Bundesebene gebündelt, sie ist aber nicht frei von föderativen Elementen. Dies lässt sich nicht nur anhand der besonderen Rolle aufzeigen, die etwa der Musterantrag auf Bundesfachplanung oder 7 NABEG den betroffenen Bundesländern zuweisen. 14 NABEG räumt den Ländern überdies das Recht ein, im Nachgang der Bundesfachplanungsentscheidung Einwendungen zu erheben, zu denen die BNetzA Stellung nehmen muss. Auch, wenn die Vorschrift dies nicht explizit ausführt, bergen diese Einwendungen das Potenzial, die Entscheidung in Teilen oder als Ganzes zu ändern. Da die Länder jedoch immer wieder und mit frühzeitigem Beginn am Verfahren beteiligt sind, ist es unwahrscheinlich, dass die Norm in der Praxis große Bedeutung erlangen wird. Innerhalb der Verfahrensschritte sowohl der Bedarfs-, als auch der Vorhabenplanung besteht also ein hohes Maß an iterativer Durchlässigkeit. Dies erscheint vor dem Hintergrund der systembedingten Besonderheiten der Stromnetzplanung sowie der weiteren genannten Iterationstreiber nicht übertrieben, sondern angemessen. Umso erstaunlicher ist, dass diesbezüglich im Verhältnis der Planungs- und Prüfungsstufen untereinander noch Nachbesserungsbedarf besteht. Entwickeltes Verfahrensmodell (s. Abbildung 13): Aus Sicht des interdisziplinären Forschungsprojekts ergibt sich Nachbesserungsbedarf mit Blick auf solche Abschichtungsentscheidungen und Iterationsschleifen, die das Verhältnis von mindestens zwei Verfahrensstufen zueinander betreffen. Im Fokus befinden sich der Zeitpunkt sowie die Art und Weise der Festlegung von Netzverknüpfungspunkten. Unglücklich ist zudem die absolute Verbindlichkeit des in der Bundesfachplanung ermittelten Korridors für die Planfeststellung. 1. Festlegung der Netzverknüpfungspunkte Im Verlauf der Planung des Höchstspannungsnetzes rücken unterschiedliche Disziplinen in den Mittelpunkt. Während die Netzentwicklung einer rein technischen Logik folgt, geschieht die Trassenfestlegung auf der Vorhabenebene zu allererst aus raumplanerischen Erwägungen heraus. Grundsätzlich ist jede Festlegung im Raum diesen Erwägungen zu unterziehen. Wenn der Trassenverlauf planerisch fixiert wird, muss es also verwundern, dass Trassenbeginn und ende bereits im technisch dominierten Prozess festgelegt und an die Vorhabenplanung übergeben werden. Die BNetzA hat die Prüfung alternativer Netzverknüpfungspunkte mit dem Hinweis auf Unzumutbarkeit wegen übermäßigen Aufwandes abgelehnt. Bei den Verknüpfungspunkten, die von der Netzentwicklung in den Bundesbedarfsplan und damit in die Vorhabenplanung übergehen, handelt es sich in aller Regel um bereits bestehende Umspannwerke, an die die ÜNB ihre Netzberechnungen andocken. Die Praxis, diese Punkte keiner weiteren insbesondere räumlichen Prüfung auszusetzen, ist planerisch unbefriedigend und juristisch mit Blick auf das Rechtsstaatsprinzip bedenklich (s. Kapitel 2.1). Im Sinne der allgemein und auch im Rahmen des Forschungsprojekts verwendeten Definition handelt es sich nicht einmal um eine Abschichtung (s. Kapitel 3.2). Alternative Inhalte werden hier nämlich nicht nach zumindest grober Prüfung, sondern ohne jede Anschauung ausgeschieden. 52

61 Ergibt sich auf der Vorhabenebene die Notwendigkeit, einen Netzverknüpfungspunkt zu ändern, muss das BBPlG entsprechend geändert werden. Das Verfahren sieht die Möglichkeit zur Iteration also nur auf dem Wege der Gesetzesänderung vor. Sofern tatsächlich nur einzelne Netzverknüpfungspunkte und nicht ganze Vorhabenkonzeptionen betroffen sind, erscheint dies für die Verfahrensbeteiligten und für den Gesetzgeber unangemessen aufwendig. Vor dem Hintergrund der überwiegenden Praxis, die neuen Leitungen an bestehenden Umspannwerken aufzuhängen, ist die Etikettierung des BBPlG ohnehin problematisch. Sofern dort etwa Grafenrheinfeld als Netzverknüpfungspunkt angegeben ist, zielt das Gesetz in Wahrheit nicht auf die Gemarkung, sondern konkret auf den in Nachbarschaft zum dortigen AKW gelegenen Netzknoten. Ziel eines Neuarrangements der Festlegung von Netzverknüpfungspunkten muss es sein, eine handhabbare Alternativenprüfung unter Hinzuziehung raumplanerischer Gesichtspunkte zu ermöglichen. Dazu ist es nicht notwendig, diese Aspekte direkt in die technisch inspirierte Festlegung der Verknüpfungspunkte einzubauen. Vielmehr könnte auf dieser Ebene ein räumlicher Vorbehalt belassen werden, der erst mit dem Prüfprogramm der Vorhabenplanung ausgefüllt wird. Gelingt es, am Ende der Netzberechnungen einen Alternativenraum zu öffnen, so kann zu Beginn der vorhabenbezogenen Verfahrensschritte die Entscheidung über die Netzverknüpfungspunkte durch echte Abschichtung erfolgen. Dies würde die Iteration durch Gesetzesänderung nicht erleichtern, ihre Notwendigkeit aber unwahrscheinlicher werden lassen. Schließlich würde das BBPlG nicht mehr Anfangs- und Endpunkte, sondern die ermittelten Anfangs- und Endräume nennen und müsste erst geändert werden, wenn sich auch diese Räume in der Vorhabenplanung als nicht praktikabel erweisen. Wie bereits erläutert, startet die Stromnetzplanung mit technischen Erwägungen. Dies ist nicht alternativlos, ein anderes Vorgehen drängt sich aber nicht auf. Der Planungsprozess ist so komplex, dass er keinen natürlichen Ausgangspunkt besitzt. Er muss schlicht mit irgendetwas beginnen. Der Rechtfertigungsdruck auf das Irgendetwas hier eben die elektrotechnische Netzberechnung wird verringert, wenn dieser erste Pflock offen damit umgeht, dass er eben noch keine fest gegossenes Fundament ist. Dazu gehört die Öffnung der vorgelagerten Szenarienentwicklung für räumliche Einflüsse sowohl auf der Erzeugungsals auch auf der Verbrauchsseite (s. Kapitel 3.1.2). Raumplanerische Aspekte werden an dieser Stelle unmittelbar integriert, während die folgende, eigentliche Netzentwicklung lediglich aufgerufen ist, ihnen einen Platz freizuhalten. Der raumplanerische Vorbehalt kann eingeräumt werden, sobald die technischen Erwägungen der Netzplanung auf der Vorhabenebene überwindbar erscheinen. Zwar kann der unmittelbare Anschluss einer Leitung an einen vorhandenen Knoten noch als Planung im Bestand bezeichnet werden. Die Verortung eines Verknüpfungspunktes beeinflusst aber auch den Trassenverlauf zumindest in dessen näherer Umgebung. Treten dort in der Vorhabenplanung z.b. umweltrechtliche Belange hervor, müssen diese grundsätzlich Eingang in Alternativenprüfung und Abwägung finden. Aufgrund des Einflusses auf die Trassierung müssten diese Schritte auch den Netzverknüpfungspunkt zum Gegenstand haben. Abgelehnt werden kann dies allenfalls dann, wenn ein Verknüpfungspunkt aus netztechnischer Sicht zwingend zu wählen ist. 53

62 Unter diesen Tatbestand subsumiert, gliedern sich die Vorhaben des BBPlG in zwei Gruppen, die sich im jeweils verfolgten Planungsziel unterscheiden. Geht es darum, mit genau einer Trasse die Überlastung genau einer Bestandsleitung zu beheben, glückt dies im vermaschten Drehstromnetz nur durch das Andocken an die errechneten Netzverknüpfungspunkte. Deren Änderung im späteren Verfahren würde sofort auf die Sinnhaftigkeit der gesamten Maßnahme durchschlagen. Das Ergebnis der Netzplanung ist damit auf der Vorhabenebene keiner Änderung mehr zugänglich. Anders verhält es sich bei den großräumigen HGÜ-Korridoren. Diese sind nicht unmittelbar ins Verhältnis zu einem bestimmten Engpass zu setzen, sondern gleichen ein allgemeines Übertragungsdefizit zwischen drei von den ÜNB definierten Großregionen aus (s. Kapitel 1.7). Ihre Notwendigkeit ist derart robust, dass sie nicht mit der Verschiebung des Netzanschlusses um einige Kilometer steht bzw. fällt. Die Verknüpfungspunkte der HGÜ-Korridore sind aus technischer Sicht lediglich so gewählt, dass die Einspeisung großer Strommengen in das übrige Netz möglichst leicht fällt. Diese Erwägung ist einleuchtend, kann aber in der Bundesfachplanung der Abwägung mit konkurrierenden Belangen ausgesetzt werden. So könnte den ÜNB vorgegeben werden, als Ergebnis der Berechnungen für HGÜ-Korridore neben einem technischen Vorzugs-Netzverknüpfungspunkt z.b. zwei weitere Verknüpfungspunkte aufzuzeigen, an denen Einspeisung und Entnahme zwar weniger effizient, aber gleichwohl möglich sind. Nach Aufnahme in das BBPlG könnten diese Punkte dann im Antrag auf Bundesfachplanung aus raumplanerischer Perspektive untersucht werden, ehe sie die BNetzA der umfassenden Abwägung unterzieht. Die Entscheidung über Trassenbeginn und ende würde zum integralen Bestandteil der vorhabenbezogenen Planung. Das Einbringen alternativer Netzverknüpfungspunkte würde gleichzeitig die Anzahl möglicher Konverterstandorte erhöhen, für die ein raumplanerischer Vorbehalt allerdings schon existiert. So ist anerkannt, dass sich diese Anlagen nicht unmittelbar am Verknüpfungspunkt befinden müssen. Liegen entsprechende räumliche Anforderungen vor, kann die HGÜ- Trasse durch eine Drehstrom-Stichleitung angebunden werden, die vom Konverter zum eigentlichen Netzverknüpfungspunkt verläuft. 2. Bundesfachplanung/Planfeststellung nach NABEG Schon im bestehenden Ablauf, der der Bundesfachplanung lediglich die Festlegung des Trassenverlaufs überantwortet, stellt sich die Frage, ob es sinnvoll ist, dem ermittelten Korridor absolute Verbindlichkeit zu verleihen. Die Entscheidung über die Bundesfachplanung ergeht als Ergebnis umfassender Planungs- bzw. Prüfschritte, die gerade auch groß- und kleinräumige Korridoralternativen einbeziehen. Die Entscheidung erfüllt also die Anforderungen an eine echte Abschichtung, verhindert durch ihre Unüberwindbarkeit aber die Möglichkeit der Iteration. Nach gegenwärtiger Rechtslage kann die Bundesfachplanung nur als Ganzes wieder aufgeschnürt und neu durchgeführt werden. In verschiedenen Stadien des abschließenden Planfeststellungsverfahrens kann sich offenbaren, dass der Trassenkorridor aus planerischen und/oder technischen Gründen bei der Ausführung des Vorhabens verlassen werden muss. Entsprechendes Wissen kann während des Prozesses der Antragserstellung entstehen, als Ergebnis der Antragskonferenz auftreten und letztlich noch 54

63 durch die förmliche Beteiligung, die im Erörterungstermin endet, in das Verfahren hineingegeben werden. Von all diesen Stellen aus sollte die Verfahrensordnung ein pragmatisches Zurückspringen zur Bundesfachplanung ermöglichen. Der vorliegende Gesetzesentwurf der Bundesregierung (vgl. BT-Drs. 18/4655) liefert mit der Anwendung des vereinfachten Verfahrens zur Änderung der Bundesfachplanung einen Lösungsansatz. 55

64 Abbildung 13: Normatives Modell Quelle: eigene Darstellung 56

65 2.2.3 Erkenntnisse für die Planungspraxis Das entwickelte Modell für die Stromnetzplanung ist um iterative Prozesse erweitert worden, ausgehend von dem Ansatz, dass die Planung mit der netztechnischen Berechnung beginnt. Wird dies grundsätzlich in Frage gestellt, kann ein Abwägungsmodell geschaffen werden, dessen Ergebnis eine gewichtete Zielsetzung für den weiteren Planungsprozess vorgibt. Bereits 1 EnWG enthält Ziele für die Stromnetzplanung. Es geht darum, eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht ( 1 Abs. 1 EnWG) zu gewährleisten. Eine Gewichtung dieser Ziele ist 1 EnWG jedoch nicht zu entnehmen, sie sind zunächst als gleichrangig anzusehen. Wird ein Prozess eingeführt, der vorhabenbezogen eine Priorisierung dieser Ziele vornimmt hat dies Auswirkungen auf den weiteren Verlauf des Planungs- und Abwägungsprozesses. Es macht einen Unterschied, ob es bei der Trassenwahl darum geht, eine möglichst kostengünstige oder zuvorderst umweltverträgliche Trasse zu finden. Der Vorhabenplanung könnte auf diese Weise ein weiterer richtungweisender Input geliefert werden. Für einen solchen vorgeschalteten Prozess, in dem das Zielgeflecht der Stromnetzplanung mit Blick auf die einzelne Leitung konkretisiert bzw. hierarchisiert wird, müssten wiederum Maßstäbe entwickelt werden. Wenn sich dieser Schritt in die gestufte Ordnung einfügen soll, muss er eine ihm spezifische Prüftiefe erhalten und ggf. der nachträglichen Änderung zugänglich gemacht werden. Ist etwa bereits durch überschlägige Prüfung feststellbar, dass naturschutzfachliche Belange in den Randbereichen des Untersuchungsraums eine außerordentlich große Rolle spielen und ist gleichfalls erkennbar, dass diese Bereiche abseits von jedem zu diesem Zeitpunkt vorstellbaren Trassenverlauf liegen wie ist das Ziel der Umweltverträglichkeit dann einzuordnen? Jenseits derartiger Problemlagen könnte der frühzeitige Gewichtungsprozess als Chance begriffen werden, weitere deliberative Elemente in das Verfahren aufzunehmen und den technisch-planerischen Prozess (noch) transparenter zu gestalten. 57

66 3 Raumplanerische Aspekte des Übertragungsnetzausbaus 3.1 Raumplanerische Aspekte der Netzausbaubedarfsplanung Raumplanerische Aspekte der Netzausbaubedarfsplanung ergeben sich aus der Tatsache, dass die Ermittlung der zukünftigen Netznutzungen in Szenarien maßgeblich durch die Raumstruktur der Erzeugung, des Verbrauchs, der Versorgung und der Speicherung von Strom geprägt ist. Da im Ergebnis der Planungsprozess dazu führt, dass für künftige Leitungsbauvorhaben Netzknoten festgestellt werden, handelt es sich hier zudem um eine raumbezogene Fachplanung. Die ersten Erfahrungen mit der Anwendung des neuen Instrumentariums zeigen die hohe Bedeutung der Bedarfsplanung für die Akzeptanz des Netzausbaus. Die Spielräume, die bei der Gestaltung räumlich differenzierter Netznutzungsszenarien als Grundlage für die Bedarfsermittlung bestehen und möglicherweise zur Generierung und Prüfung bedarfsminimierender Planungsalternativen geeignet wären, werden bislang wenig genutzt. Die Integration solcher Alternativszenarien in den Planungsprozess setzt allerdings dessen unmittelbarere Synchronisation mit energiepolitischen Steuerungseingriffen jenseits der Netzregulierung und -planung voraus, für die in der derzeitigen Planungspraxis erste Ansätze bereits erprobt werden Die Bedeutung der Bedarfsplanungsprozesse für Akzeptanz In Energiepolitik, Energiewirtschaft und Energiewissenschaft herrscht die Auffassung vor, dass die Energiewende nur erfolgreich umgesetzt werden kann, wenn sie als Ergebnis eines technisch-wirtschaftlichen Optimierungsprozesses (vgl. Plattform EE 2012: 6) gestaltet wird, der sich durch einen möglichst uneingeschränkten Standort- und Technologiewettbewerb im Rahmen der europäischen Binnenmarktintegration vollzieht (vgl. z.b. Nicolosi 2012: 14 ff.). Die Grundlagen dafür werden durch Unbundling, durch Netzregulierung und durch Kopplung nationaler Strommärkte geschaffen. Die Liberalisierung und Europäisierung der Strommärkte führen dazu, dass Kraftwerke und Speicher zunehmend unabhängig vom lokalen Stromverbrauch bzw. der lokalen Verbrauchslast gebaut und betrieben werden. ENTSO-E erwartet eine europaweite ressourcenoptimierte EE-Standortallokation, die zusammen mit grenzüberschreitenden Handelsaktivitäten langfristig massive kontinentale oder transkontinentale Energieflüsse hervorruft, für die die erforderliche Netzinfrastruktur geschaffen werden muss (vgl. ENTSO-E 2010: 160). Dies verspricht eine verbesserte Synchronisation zwischen Einspeisung und Entnahme durch großräumigen Last- und Erzeugungs-Ausgleich. Dadurch sollen sich letztendlich auch der Kapazitätsbedarf für EE-Erzeugung, für die Stromspeicherung und für das Backup und so insgesamt die Systemkosten der Stromversorgung verringern (vgl. z.b. Plattform EE 2012: 14). Andererseits werden - auch jenseits des NOVA-Prinzips - Wege zur Minimierung des Netzausbaubedarfs gesucht. Schon im Rahmen der Studie zum Zielnetz 2050 (vgl. BT-Drs. 17/6072: 68), stellen die Gutachter fest, dass es aus volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten 58

67 sinnvoll sein könne, eine Reduzierung der Ausbaukosten durch ein Erzeugungs- und Engpassmanagement zu erreichen. Insbesondere bei einer europaweiten Betrachtung könne eine engpassfreie Netzauslegung ansonsten zu wirtschaftlich nicht tragbarem Netzausbaubedarf führen (Fuchs et al. 2012: 60). Die Monopolkommission stellt in ihrem Sondergutachten Energie 2013 fest, dass der Netzausbau in der öffentlichen Diskussion als alternativlos dargestellt werde, weist aber darauf hin, dass der konkrete Umfang des Netzausbaus auf Basis einzelner Szenarien ganz entscheidend davon abhänge, ob und wenn ja in welchem Umfang Alternativen zum Netzausbau in die Planungen einbezogen werden würden. Insbesondere stellt das Gutachten heraus, dass es im derzeitigen Regulierungssystem an einer sinnvollen Koordination zwischen Erzeugungsstandorten einerseits und Verbrauchszentren andererseits fehle (vgl. Monopolkommission 2013: 172 ff.). Ebenso forderte eine Task-Force bei der Energietechnischen Gesellschaft (ETG) des Verbands der Elektrotechnik (VDE) in einer Studie, den im Netzentwicklungsplan 2012 idenzifizierte(n) Zubau von HGÜ-Trassen ( ) einer unabhängigen Plausibilitätsprüfung zu unterziehen. Dabei sollten unter Annahme verschiedener Szenarien ( ) Sensitivitätsuntersuchungen durchgeführt werden, die zeigen, inwieweit eine forcierte Förderung der dezentralen Energieversorgung den vorgeschlagenen Netzausbau reduzieren könne (vgl. Adam/Agsten/Benedix et al. 2013: 10 f.). Auch hinsichtlich der Frage, in welcher Weise oder in welchem Maße dezentral organisierte Versorgungs- bzw. Vermarktungs- und Vertriebskonzepte Einfluss auf den Netzausbaubedarf nehmen könnten, wird noch erheblicher Forschungsbedarf gesehen (vgl. Sonnenschein/Appelrath/Lehnhoff et al. 2012: 6). Noch Ende 2011 hatte auch die Bundesnetzagentur auf grundlegende Kenntnis- und Forschungslücken in Bezug auf Interdependenzen zwischen Allokationsmustern für die Stromerzeugung und Netzausbaubedarf hingewiesen (vgl. BNetzA 2012: 32). Eine Studie, die im Auftrag der AGORA Energiewende erstellt worden war, kommt zu dem Schluss, dass ein verbrauchsnaher Ausbau der Wind- und Solarenergienutzung im Vergleich zu einer ertragsoptimierten Ansiedlung zwar zu einer teilweisen Verlagerung des Netzausbaubedarfs in die Verbrauchszentren führt, dabei aber den Gesamtausbaubedarf nicht deutlich verringert. Die Bundesnetzagentur gelangt mit Blick auf die AGORA-Studie zu der Auffassung, dass eine verbrauchsnahe Erzeugung auf Basis Erneuerbarer Energien erst dann einen nennenswerten Effekt auf den Netzausbaubedarf habe, wenn auch konventionelle Kraftwerke verbrauchsnah verortet sind (vgl. BNetzA 2013: 41). Untersuchungen zeigen, dass eine verbrauchsnahe Ansiedlung von Gaskraftwerken für sich genommen unter Gesichtspunkten der Kosteneffizienz vorteilhaft sein könnte (vgl. Consentec/Frontier 2008 und Schuster 2013). Consentec/Frontier 2008 weisen außerdem darauf hin, dass sich mit zunehmenden Erdkabelanteil im Übertragungsnetz sich die Kostenrelationen zugunsten verbrauchsnaher Erzeugung verschieben. Die Erfahrungen mit der Umsetzung der EnLAG-Vorhaben zeigen zudem, dass trotz Abschichtung die Bedarfsfrage auch in den vorhabenbezogenen Folgeverfahren Gegenstand von zum Teil heftigen Kontroversen bleibt (vgl. Bruns/Futterlieb/Ohlhorst et al. 2012, BT- 59

68 Drs. 17/11078). Aus Akzeptanzperspektive ist daher von Bedeutung, dass auch bedarfsminimierende Szenarien in den Planungsprozessen berücksichtigt werden Räumliche Szenarien als Grundlage für die Bedarfsermittlung Die vielfachen Bezüge in den Konsultationen dokumentieren das hohe öffentliche Interesse an den räumlichen Aspekten der Netznutzung und deren Berücksichtigung bei der Bedarfsermittlung, aber auch die zum Teil erheblichen Unsicherheiten hinsichtlich der Prognose räumlicher Entwicklungen. Im Folgenden werden daher einige Aspekte räumlicher Netznutzungsszenarien mit Bezug auf die ersten drei Verfahrensdurchgänge der Bedarfsplanung in 2012, 2013 und 2014 diskutiert. Lastentwicklung Für die Bedarfsermittlung haben sich die Planungsakteure gestützt auf Kurzfrist-Prognosen zum Letztverbrauch (vgl. Prognos 2012) darauf verständigt, im Rahmen der Bedarfsermittlung von einer Konstanz des Verbrauchs auszugehen (vgl. BNetzA 2013: 81 f.). Für eine etwaige Verschiebung der Verbrauchslast hin zu den Gunststandorten der Windenergienutzung mit Stromüberangebot im Norden besteht unter den derzeitigen Rahmenbedingungen auch für stromintensive Betriebe kein Anreiz. Netznutzungsentgelte, die ausschließlich auf Verbraucher umgelegt und gemäß 15 StromNEV nach einem s.g. transaktionsabhängigen Punktmodell gebildet werden, sorgen dafür, dass die Strompreise die Mehrkosten für den Stromtransport, der ggf. durch verbrauchsferne Erzeugung entstehen, nicht abbilden (vgl. König 74 ff.). Umstritten ist, inwieweit der demographische Wandel die zukünftige räumliche Verteilung der Last in einem für die Bedarfsermittlung relevanten Ausmaß beeinflussen. Eine Studie der Forschungsstelle für Energiewirtschaft kommt zu dem Schluss, dass im Nordosten die Last deutlich abnehmen und dies zu einer großflächigen windstrombedingten Überspeisung führen wird, wodurch die Energiemengen in Folge der fehlenden Senken über weitere Strecken transportiert werden müssen (vgl. Schmid 2013: 90). Nach Einschätzung von Consentec/IEAW (vgl. 2012: 50 f.) dagegen beeinflusst der demographische Wandel die Hauslastverteilung in Deutschland zukünftig insgesamt nur unwesentlich. Konventionelle Erzeugung und Speicherung In den Bedarfsermittlungsverfahren werden die konventionellen Kraftwerke und Speicher auf der Grundlage von Anlagenbestandsdaten, von pauschalen Annahmen über die typische Lebensdauer der Anlagen und anhand von Recherchen über laufende Neubauprojekte modelliert. Im Bereich der konventionellen dargebotsunabhängigen Stromerzeugung und der Speicherung bestehen angesichts von Projektstornierungen, Kraftwerksstilllegungen oder Stilllegungsankündigungen Unsicherheiten hinsichtlich der Rentabilität und damit auch hinsichtlich der als realistisch anzunehmenden Zeitdauer eines wirtschaftlichen Anlagenbetriebs. Insoweit antizipieren die Szenarien implizit auch die Wirkung stützender staatlicher Eingriffe. Eine Rückkopplung zwischen den durch nationale Politikziele und historische Investitionsentscheidungen geprägten Mantelzahlen der Szenariorahmen und den Ergebnissen der an europäischen Marktregeln und Zertifkatspreisen ausgerichteten Simulation des Kraftwerksbetriebs im Netzentwicklungsplan findet dabei nicht statt. 60

69 Für die Stromspeicherung wurden dabei ausschließlich Großtechnologien wie Pump- und Druckluftspeicherkraftwerke berücksichtigt. Batteriespeicher, für die der Zukunftsmarkt Elektromobilität Anreize zur Technologieentwicklung, Massenfertigung und Kostendegression bietet und die dadurch Potenziale zur Realisierung von Konzepten zum verstärkten Eigenverbrauch von Solarstrom erkennen lassen, wurden in die Szenarien nicht integriert. Solarenergienutzung Während in den beiden ersten Verfahrensdurchgängen eine Abfrage bei den Bundesländern noch regionale Ausbauziele die Grundlage der Regionalisierung der Mantelzahlen bildeten, haben die Übertragungsnetzbetreiber für den Netzentwicklungsplan 2024 Gutachter mit einer Regionalisierung beauftragt, die zunächst eine Prognose des Anlagenzubaus bis 2017 mit einer räumlichen Auflösung bis auf die Ebene der vier Übertragungsnetzgebiete erstellten (vgl. r2b 2012). Diese Prognosewerte wurden bis zu dem Zieljahr extrapoliert und anschließend proportional zum regionalen Anlagenbestand den Netzknoten zugeordnet (vgl. Bauer 2013: 8). Die Ausgangsprognose beruhte im Wesentlichen auf Auswertungen des Anlagenbestands bzgl. des Zubaus und der Zubaustruktur sowie der Stilllegungen der vergangenen Jahre (vgl. r2b 2012). Studien zeigen ein sehr großes Potenzial für die Installation von Photovoltaikanlagen gleichverteilt über die Siedlungsflächen in Deutschland, das in der Summe deutlich mehr als 200 GW P beträgt (vgl. von Oehsen et al. 2012). Die Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen liegen nach Angaben von Peter et al. (vgl. 2013: 15 ff.) bei Standorten in Norddeutschland um etwa 17 % höher als in Süddeutschland. Allerdings folgt der Kapazitätszubau nicht allein der Globalstrahlungsverteilung, da Kleininvestoren, die im Photovoltaik-Segment einen hohen Anteil des Zubaus decken, nicht frei zwischen verschiedenen Standorten wählen können und ihre Investitionsentscheidungen nicht primär nach Wirtschaftlichkeitserwägungen ausrichten (vgl. Reichmuth et al. 2011: 128). Windenergienutzung Für die beiden ersten Verfahrensdurchgänge 2012 und 2013 bildeten Abfragen von Zielvorgaben der Bundesländer für den EE-Ausbau die Grundlage für die Mantelzahlen eines der drei Szenarien und gleichzeitig für die Regionalisierung aller drei Szenarien, was weitgehend zu einer räumlichen Gleichverteilung der Anlagen für alle Szenarien geführt hat. Die Methodik für den dritten Verfahrensdurchgang berücksichtigte die regionalen Windbedingungen, das planungsrechtlich gesicherte unbebaute Flächenangebot, neue Flächenausweisungen, das Repoweringpotenzial sowie die Zubauentwicklung der vergangenen Jahre (vgl. r2b 2012: 80 f.). Offenbar werden aber die durchaus nennenswerten Zubaupotenziale für Standorte in der Mitte und im Süden Deutschlands unterschätzt, wenn die räumliche Verteilung der Zubauentwicklung anhand von Zeitreihen der Vergangenheit prognostiziert wird. Gemäß Pape/Arbach/Gerlach et al. (vgl. 2013: 7) sind erst ab 2012 in nennenswertem Umfang s.g. Schwachwindanlagen gebaut worden, die durch ein reduziertes Verhältnis zwischen Generatorleistung und Rotordurchmesser gekennzeichnet sind und die erst eine 61

70 wirtschaftliche Erschließung von Standorten im südlichen Binnenland auch trotz einer geringeren Windhöffigkeit erlauben. Aktuell liegen zwei Studien vor, die diese neue Technik berücksichtigen, auf dieser Grundlage Potenziale deutschlandweit jeweils nach einheitlichen Kriterien untersuchen und dadurch einen teilräumlichen Vergleich erlauben (vgl. BWE 2011, Bofinger/Callies/Scheibe et al. (2011) und UBA 2013, Lütkehus/Salecker/Adlunger et al. 2013). Tabelle 5 zeigt zunächst die in den beiden genannten Studien ermittelten Flächenpotenziale unterteilt nach nördlichen, mittleren und südlichen Bundesländern. Tabelle 5: Maximal nutzbares Flächenpotenzial zur Errichtung von Windenergieanlagen in Deutschland Quelle: (vgl. Bofinger/Callies/Scheibe et al und Lütkehus/Salecker/Adlunger et al. 2013) km 2 % km 2 % Norden (BE, BB, HB, HH, MV, NI, ST, SH) Mitte (HE, NW, RP, SN, TH) Süden (BW, BY, SL) *) inkl. nutzbare Flächen in Schutzgebieten und Wäldern **) ohne Schutzgebietsflächen, inkl. nutzbare Flächen in Wäldern BWE 2011 *) UBA 2013 **) In der BWE-Studie wurden außerdem gesondert Flächenpotenziale unter vollständigem Ausschluss von Schutzgebiets- und Waldflächen aufgezeigt (vgl. Tabelle 6). Tabelle 6: Maximal nutzbares Flächenpotenzial zur Errichtung von Windenergieanlagen in Deutschland nach Großregionen ohne Berücksichtigung von Potenzialflächen in Schutzgebieten und Wäldern und bei Begrenzung auf 2% der Gebietsfläche Quelle: (vgl. Bofinger/Callies/Scheibe et al. 2011) Maximales nutzbares Flächenpotenzial *) km 2 % km 2 % Norden (BE, BB, HB, HH, MV, NI, ST, SH) Mitte (HE, NW, RP, SN, TH) Süden (BW, BY, SL) *) ohne Berücksichtigung von Potenzialflächen in Schutzgebieten und Wäldern Anteiliges Flächenpotenzial bei Begrenzung auf 2 % der Gebietsfläche *) Erwartungsgemäß sind angesichts der enormen Flächenpotenziale auch die ermittelten Leistungspotenziale sehr groß. Sie übersteigen die Ausbau-Projektionen des Szenariorahmens für das langfristige Zieljahr 2034 (72 GW, vgl. BNetzA 2013: 2) um den Faktor 23 (BWE 2011) bzw. um den Faktor 17 (UBA 2013). Die durchschnittliche potenzielle Anlagenauslastung beträgt (BWE 2011) bzw Jahresvolllaststunden (vgl. Tabelle 7). 62

71 Tabelle 7: Maximales Leistungspotenzial von Windenergieanlagen in Deutschland und durchschnittliche Jahresvolllaststunden nach Großregionen Quelle: (vgl. Bofinger/Callies/Scheibe et al und Lütkehus/Salecker/Adlunger et al. 2013) BWE 2011 *) UBA 2013 **) GW % h/a GW % h/a Norden (BE, BB, HB, HH, MV, NI, ST, SH) Mitte (HE, NW, RP, SN, TH) Süden (BW, BY, SL) *) inkl. nutzbare Flächen in Schutzgebieten und Wäldern **) ohne Schutzgebietsflächen, inkl. nutzbare Flächen in Wäldern Werden sowohl Schutzgebiete als auch Wälder komplett ausgeschlossen, ergibt sich bei gleicher potenzieller Anlagenauslastung laut BWE-Studie immer noch ein Leistungspotenzial von 722 GW. Werden die Potenzialflächen pauschal auf 2 % der gesamten Gebietsfläche in den einzelnen Bundesländern begrenzt, reduziert sich das Leistungspotenzial auf insgesamt 194 GW (vgl. Tabelle 8). Tabelle 8: Maximales Leistungspotenzial zur Errichtung von Windenergieanlagen in Deutschland ohne Berücksichtigung von Potenzialflächen in Schutzgebieten und Wäldern und bei der Begrenzung auf 2% der Gebietsfläche nach Großregionen (Quelle: vgl. Bofinger/Callies/Scheibe et al. 2011) Die Auswertung der beiden ausgewählten Potenzialstudien zeigt, dass unter den getroffenen Annahmen ein sehr ambitionierter Ausbau der Windenergienutzung Onshore denkbar ist, der bei großzügiger Potenzialausschöpfung theoretisch sogar unter Berücksichtigung der geringeren spezifischen Erträge der Anlagen auch die Zielwerte für die Offshore-Windenergienutzung durch den Aufbau von Kapazitäten an Land ersetzen könnte. Zudem könnten - den Potenzialwerten nach zu urteilen - auch die langfristigen Zubauziele gemäß Szenariorahmen problemlos durch den Bau von Anlagen alleine in Süddeutschland erreicht werden. Es ist jedoch zu berücksichtigen, dass die genannten Potenzialstudien Maximales Leistungspotenzial *) GW % GW % Norden (BE, BB, HB, HH, MV, NI, ST, SH) Mitte (HE, NW, RP, SN, TH) Süden (BW, BY, SL) *) ohne Berücksichtigung von Potenzialflächen in Schutzgebieten und Wäldern Anteiliges Leistungspotenzial bei Begrenzung auf 2 % der Gebietsfläche *) eine wirtschaftliche Bewertung der Potenziale nicht vornehmen, 63

72 Erfordernisse der Raumordnung und bauleitplanerische Restriktionen unberücksichtigt lassen sowie Belange vernachlässigen, die im Einzelfall zwar einer Windenergienutzung entgegenstehen, jedoch allenfalls bei kleinräumiger Analyse mit vertretbarem Aufwand erhoben werden können. Zu den letztgenannten Belangen gehört etwa der besondere Artenschutz, der Landschaftsschutz, die Landesverteidigung oder die Flugsicherung. Gemäß Peter/Krampe/Ziegenhagen (vgl. 2013: 22) liegen die Stromgestehungskosten für küstennahe Standorte um etwa 30 % niedriger als diejenigen, die an Standorten in Bayern und Baden-Württemberg erreicht werden können. Allerdings ist die Wirtschaftlichkeit zuverlässig nur anhand von projektbezogenen Einzelfalluntersuchungen zu ermitteln, da die Kostenrelationen nicht nur von der Anlagenkonfiguration und der Windhöffigkeit sondern deutlich auch von projektbedingten Nebenkosten bestimmt werden (vgl. Wallasch/Rehfeldt 2012). Zudem können die Förderkonditionen namentlich die Ausgestaltung des Referenzertragsmodells gemäß EEG die Wirtschaftlichkeit regional ganz erheblich beeinflussen. Zu beachten ist außerdem, dass beide Studien Schutzabstände zu Siedlungsbereichen voraussetzen, die sich an Lärmschutzvorschriften bzw. an aus der Rechtsprechung abgeleiteten pauschalen Abstandswerten zur Vermeidung von einer optisch bedrängenden Wirkung der Anlagen orientieren. Regional differenzierte und zum Teil deutlich höhere Abstandsvorgaben, wie sie z.b. Windenergieerlasse der Bundesländer enthalten oder wie sie Raumordnungs- oder Flächennutzungsplänen zugrunde liegen, bleiben unberücksichtigt. Die Potenzialanalysen erlauben demnach lediglich einen Vergleich der Flächenkulisse, wie sie der räumlichen Planung als Ausgangsbasis zur Verfügung steht, ohne jedoch den vor Ort zu treffenden Abwägungsentscheidungen vorgreifen oder diese in ihrer Wirkung prognostizieren zu können. Wünschenswert wäre es, die Datenbasis für Potenzialanalysen um räumlich konkrete und aktuelle Informationen zum Stand der planerischen Flächensicherung für alle Planungsebenen ergänzen zu können. Dies ist jedoch aufgrund der sehr unterschiedlichen Informationspolitik der Planungsbehörden, aufgrund der Uneinheitlichkeit der Planungspraxis und aufgrund der sich ständig ändernden Gebietskulissen außerordentlich schwer umzusetzen. Hier besteht Koordinierungsbedarf durch die Bundespolitik. Zumindest sollte das beim BBSR bestehende Monitoringsystem ROPLAMO (vgl. Einig 2011) in schnelleren Zyklen und regelmäßig aktualisiert, um die kommunale Planungsebene und um Planentwürfe erweitert und öffentlich zugänglich gemacht werden Ansätze zur koordinierten Steuerung des Energiewendeprozesses Die Szenariengestaltung bewegt sich in einem Spannungsfeld zwischen der Berücksichtigung aktueller energiepolitischen Ziele der Bundesregierung, der Abbildung des jeweils gültigen Rechtsrahmens in seiner Wirkung auf die zukünftige Netznutzung, der Prognose wahrscheinlicher Technologie- und Marktentwicklungen und 64

73 der gesellschaftlichen Problemwahrnehmung bzw. der Akzeptanz (soweit aus den verfahrensbegleitenden Konsultationen ablesbar). Politik, geltendes Recht, Technik, Markt und Akzeptanz befinden sich in einem laufenden Entwicklungsprozess. Dementsprechend müssen auch die Planungsprämissen ständig angepasst werden. Die Politik benötigt ihrerseits für die erforderliche Anpassung der Steuerungsinstrumente belastbare Entscheidungsgrundlagen, die zu einem nicht unerheblichen Teil aus den in Netzplanungsprozessen gewonnenen Erfahrungen gespeist werden (müssen). So haben z.b. die Szenariorahmenverfahren erhebliche Diskrepanzen zwischen den Zielvorstellungen des Bundes und der Ländern in Hinblick auf Umfang und Geschwindigkeit des angestrebten Ausbaus der Windenergienutzung offenbart, aus der die Bundesregierung einen Koordinierungsauftrag abgeleitet hat (vgl. BMU 2012). Entscheidende Bedeutung haben aber vor allem die Bedarfsermittlungen selbst, soweit diese so gestaltet werden, dass daraus neue gesicherte Erkenntnisse über die Wirkung externer Einflussfaktoren auf den Netzausbaubedarf bzw. Rückschlüsse auf Handlungsoptionen und -spielräume für die Politik abgeleitet werden können. Der EU und der Bundesgesetzgeber haben den Herausforderungen, die die Volatilität der Planungsprämissen mit sich bringen, durch die Ausgestaltung der Netzplanung als sich jährlich erneuernder Prozess Rechnung getragen. Dies erlaubt es, etwaige vorherige Bedarfsfeststellungen in nachfolgenden Planungszyklen zu überprüfen und erforderlichenfalls zu korrigieren. Andererseits besteht das Bedürfnis nach einer möglichst großen Kontinuität der Planungen. Zumindest wäre die Aufhebung eines gesetzlich festgestellten Ausbaubedarfs im Zuge eines zeitlich nachfolgenden Planungszyklus mit erheblichen Risiken verbunden. Die nachträgliche Stornierung eines Vorhabens würde zusätzliche Kosten verursachen. Vor allem aber würden nachträgliche Streichungen einzelner Ausbauvorhaben die Glaubwürdigkeit der Netzausbauplanungen gefährden. Die genannten Umstände erfordern eine möglichst enge Verzahnung zwischen Politik und Planung. Sowohl die Übertragungsnetzbetreiber als auch die Bundesnetzagentur haben in Verfahrensdokumenten stets betont, dass grundsätzlich alle Netznutzungen Marktaktivitäten außerhalb des regulierten Netzbereichs darstellen und sich daher ihrem planerischen Zugriff entziehen (vgl. z.b. BNetzA 2011: 26, 345; ÜNB 2012: 178, 181). Dementsprechend sind sie bestrebt, die Szenarioparameter in erster Linie an politisch-rechtlichen Status-Quo-Bedingungen auszurichten (vgl. kritisch dazu Hermes 2013). Dieser Planungsgrundsatz steht einer simultanen Koordinierung zwischen Netzplanung und Energiewendepolitik zunächst entgegen. Die Bundesnetzagentur hat allerdings mit Einführung der Sensitivitätsprüfung in die Bedarfsermittlungsverfahren ein Instrument geschaffen, mit dessen Hilfe die starre Bindung an den politisch-rechtlichen Status-Quo wenigstens punktuell aufgehoben werden kann. In die Sensitivitätsanalysen können abseits der formellen Szenariorahmenvorgaben gezielt Parametervariationen in den Planungsprozess eingespeist werden, die darauf ausgerichtet sind, im Vorgriff auf anstehende politische 65

74 oder gesetzgeberische Entscheidungen deren potenzielle Wirkung auf den Netzausbaubedarf zu prüfen. Um dieser Funktion gerecht werden zu können, müssen zwei Voraussetzungen erfüllt sein: Die Bundesnetzagentur (oder ein anderer Akteur) muss in der Lage sein, aus der Vielzahl denkbarer Problemstellungen die jeweils politikrelevanten herauszufiltern und zu einem geeigneten Zeitpunkt in den Planungsprozess einzubringen. Die Ergebnisse der Sensitivitätsprüfungen müssen bewertet und die gewonnenen Erkenntnisse ggf. in die Ausgestaltung eines der nachfolgenden Planungszyklen eingebracht werden, um anschließend für die Bedarfsfeststellung wirksam werden zu können. Die Bundesnetzagentur muss dazu den politischen Willensbildungsprozess begleitend nachvollziehen können, um jeweils zum richtigen Zeitpunkt adäquate Entscheidungen über Inhalt und Operationalisierung der zu behandelnden Gegenstände treffen zu können. Dazu werden entsprechende Impulse von außen in die Planungsprozesse eingespeist. Eine zentrale Rolle als Impulsgeber spielt die Plattform zukünftige Energienetze, die bereits die Ausgestaltung des ersten Szenariorahmens maßgeblich beeinflusst hatte (vgl. ÜNB 2011: 3). Im Sinne einer größeren Akzeptanz und Transparenz der Planungen ist zu empfehlen, das Instrument der Sensitivitätsprüfung stärker als bisher für Vorschläge, die im Rahmen der Konsultationsprozesse geäußert werden, zu öffnen. Die Bundesnetzagentur könnte in konsultationsbegleitenden Dokumenten dazu aufrufen, entsprechende Vorschläge einzubringen und diese dann anschließend ergebnisoffen prüfen. Dadurch würden auch Dritte in die Lage versetzt werden, Parametervariationen als Ausdruck politischer Handlungsoptionen etwa zur Minimierung des Netzausbaubedarfs mit Hilfe der den Übertragungsnetzbetreibern zu Gebote stehenden Methoden und internen Netzkenntnissen sachgerecht überprüfen zu lassen. Die Einspeisung der Ergebnisse der Sensitivitätsprüfung in einen nachfolgenden regulären Bedarfsplanungsprozess setzt zunächst voraus, dass der Gesetzgeber zwischenzeitlich die Rahmenbedingungen geschaffen hat, deren Implementierung zunächst noch Gegenstand der politischen Diskussion und der Sensitivitätsprüfung war. Dies gilt zumindest dann, wenn obige strikte Bindung der Planung an den politisch-planerischen Status-Quo aufrechterhalten werden soll. Denkbar wäre es auch, die oben beschriebene Bindung der Planungsparameter an den Status-Quo vorbehaltlich einer vorgeschalteten Sensitivitätsprüfung aufzuheben. Dies hätte den Vorteil, dass Szenarien generiert werden könnten, die ein breiteres Spektrum an Handlungsoptionen zum Umgang mit Netzengpässen beinhalten. Eine solche Änderung der Planungspraxis würde zudem der Alternativenprüfung, die im Rahmen der SUP durchgeführt werden muss, und der planerischen Abwägung mehr inhaltliche Konturen und ein stärkeres Gewicht verleihen. 66

75 3.2 Raumplanerische Aspekte der vorhabenbezogenen Trassierungsplanung Die Verfahren zum Netzausbau von Höchstspannungsleitungen gliedern sich in den politischen Handlungsraum, in die rechtlich-verwaltungstechnisch geprägte Planrechtfertigung, die technisch-wirtschaftlich geprägte Anlagenplanung und die sozial-ökologisch geprägte räumliche Planung (vgl. Abbildung 14). Abbildung 14: Zusammenwirken der Elemente einer interdisziplinären Stromleitungsplanung Die Planung beginnt antragstellerseitig. Diese muss den Anforderungen der Energieversorgungswirtschaft an eine sichere, bezahlbare und umweltverträgliche Lösung entsprechen sowie dem beschleunigten Planungsvorganges in der Bundesfachplanung gerecht werden. Der übergeordnete Raumbezug wurde in der Planung bislang durch das vorgeschaltete Raumordnungsverfahren hergestellt und später in der Planfeststellung konkretisiert. In der Bundesfachplanung sind diese Schritte in Bezug auf Beschleunigung und Akzeptanz zu überdenken und zu optimieren. Dabei ist die Frage nach Methoden und Verfahren zur Verbesserung der Akzeptanz gegenüber Vorhaben in der Trassenplanung deutlich schwieriger zu beantworten, als den Prozess an sich durch hinreichende Anpassungsmaßnahmen zu beschleunigen Ziele, Anforderungen und Besonderheiten der Bundesfachplanung Durch das 2011 verabschiedete Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG) wurden neue Planungsverfahren und -instrumente geschaffen und die Zuständigkeiten für die Bundesfachplanung geordnet. Gegenstand der Bundesfachplanung ist die Ermittlung von möglichst direkten, raum- und umweltverträglichen sowie technisch-wirtschaftlich realisierbaren Trassenkorridoren, mit einer Breite von 500 m bis maximal 1000 m (vgl. BT-Drs. 17/6073: 23). Der wesentliche Neuansatz ist eine strikte Bindungswirkung der identifizierten Trassenkorridore in der Bundesfachplanung für die nachfolgende Planfeststellung (vgl. 15 Abs. 1 NABEG), wodurch Beschleunigungseffekte hervorgerufen werden sollen. Die verbindliche Bundesfachplanung-Entscheidung soll den Abschichtungsprozess zwischen der Bundesfachplanung und der Planstellung erleichtern und zur Vermeidung von Mehrfachprüfungen beitragen (vgl. Schneller 2014: 14). Da bislang kein NABEG-Vorhaben den gesamten Planungs- und Genehmigungsprozess durchlaufen hat, sind derzeit jedoch keine differenzierten Aussagen zu messbaren Beschleunigungseffekten zu treffen, die sich durch deren strikte Bindungswirkung für die Planfeststellung ergeben (vgl. Appel 2014b: 89). Neben der Bindungswirkung und den Zuständigkeiten gem. NABEG und der Planfeststellungszuweisungverordnung (PlfZV), zeichnet sich die Bundesfachplanung durch eine offene Verfahrensgestaltung und einen iterativen Planungsprozess aus. (Quelle: eigene Darstellung) 67

76 Zuständigkeit: Mit der Einführung des NABEG-Verfahrens wurde die Verfahrensträgerschaft für die Durchführung der Bundesfachplanung sowie der Planfeststellung auf die Bundesnetzagentur (BNetzA) übertragen. Durch die Verfahrensbündelung kann neben den Verfahrenskosten auch der bürokratische Aufwand von langwierigen Doppelprüfungen bei länder- oder grenzüberschreitende Vorhaben vermieden werden. Dies gilt als ein wesentliches Element der Verfahrensbeschleunigung und birgt das Potenzial, den Planungsprozess transparenter zu gestalten. Die BNetzA strebt ebenfalls an, einheitliche und vorhabenübergreifende Standards sowie Prüfkriterien zu etablieren (vgl. Bröckling/Uther 2014). Offene Verfahrensgestaltung: Eine weitere Besonderheit der Bundesfachplanung ist deren offene Verfahrensgestaltung. Offen bedeutet in diesem Zusammenhang, dass das Rechtsinstrument der Bundesfachplanung eine umfassende Einbindung der Öffentlichkeit sowohl im Rahmen der abgeschichteten Antragstellung (vgl. 6-8 NABEG) als auch der Phase der behördlichen Prüfung (vgl. 9 NABEG) ermöglicht. Im klassischen Raumordnungsverfahren ist die Durchführung einer Öffentlichkeitsbeteiligung nicht verpflichtend, obligatorisch ist lediglich die Beteiligung der in ihren Belangen berührten öffentlichen Stellen (vgl. 15 Abs. 3 ROG). Die Bundesfachplanung hingegen sieht vor, auch die fachkundige bzw. interessierte Öffentlichkeit sowie potenziell betroffene Bürger bereits zu einem frühen Verfahrensstadium mit einzubinden. Daher unterscheiden sich die Beteiligungsmöglichkeiten im klassischen Raumordnungsverfahren und in der Bundesfachplanung nicht nur in ihrer Quantität, sondern auch hinsichtlich der Qualität (vgl. Bröckling/Uther 2014). Gleichzeitig ergeben sich dadurch Anforderungen an die Entwicklung neuer Beteiligungsformate, um der Bundesfachplanung gerecht zu werden. Ein zentraler Neuansatz der Bundesfachplanung ist z.b. die Integration einer öffentlichen Antragskonferenz nach 7 NABEG in den Planungsprozess. Die Antragskonferenz dient vorrangig dazu, dass auf Grundlage des 6-Antrages der Untersuchungsrahmen für die Erstellung der 8-Unterlagen unter einer möglichst breiten Beteiligung der Träger öffentlicher Belange (TÖB) sowie der Öffentlichkeit durch die BNetzA festgelegt werden kann. Die Antragskonferenz dient allen Beteiligten als Plattform, eigene Trassenkorridoralternativen in das Verfahren einzubringen. Daher muss der Antrag der Vorhabenträger auf Bundesfachplanung nach 6 NABEG sich durch einen vorläufigen Charakter auszeichnen, da die BNetzA nicht an die Inhalte gebunden ist, somit von diesen abweichen kann (vgl. 7 Abs. 3 S. 2 NABEG; vgl. Schaller, Heinrich 2014: 362). Werden die von Dritten eingebrachten Alternativen als Ergebnis eines differenzierten Vergleichs gegenüber den Planungen der ÜNB von der BNetzA als vorzugswürdig bewertet, können diese daraufhin revidiert werden. Die offene Gestaltung der Bundesfachplanung bietet somit frühzeitige und umfassende Beteiligungsmöglichkeiten, wodurch der gesamte Planungsprozess nachvollziehbarer und transparenter gestaltet werden soll. Es bleibt jedoch die ersten Verfahren abzuwarten, ob sich die starke Öffentlichkeitsbeteiligung auch im Vorfeld der Antragsstellung auf Bundesfachplanung nach 6 NABEG, als beschleunigendes Element oder als Hemmnis darstellt. Iterativer, mehrstufiger Planungsprozess: Die Planung und Zulassung von NABEG- Trassen erfolgt auf der Vorhabenebene entlang eines zweistufigen Prozesses, der sich aus den selbstständigen Verwaltungsverfahren der Bundesfachplanung und der Planfeststellung zusammensetzt. 68

77 Mit der Antragsstellung des ÜNB auf Bundesfachplanung nach 6 NABEG beginnt das formelle Verfahren. Gemäß 6 NABEG muss der Vorhabenträger den von ihm beabsichtigten Verlauf seines Vorschlags- bzw. Vorzugskorridors aufzeigen. Darüber hinaus sind alle potenziellen Planungsalternativen im Antrag auf Bundesfachplanung darzulegen ( 6 S. 6 Nr. 1 NABEG) und aus diesen eine Auswahl ernsthaft in Betracht kommender Alternativen ( 6 S. 6 Nr. 2 NABEG) zu treffen. Dieser Auswahlvorgang stellt einen gesetzlich vorgesehenen Abschichtungsschritt dar (vgl. Appel 2014a: 18). Auf Grundlage des 6-Antrags sowie der Einwände und Alternativvorschläge der zu beteiligenden Akteure im Rahmen der Antragskonferenz ( 7 NABEG), legt die BNetzA den Untersuchungsrahmen für die erforderlichen Detailuntersuchungen der Vorschlagsplanung des ÜNB sowie der potenziellen Alternativen fest ( 7 Abs. 4 NABEG). Im darauf aufbauenden Schritt hat der Vorhabenträger die erforderlichen Unterlangen für die raumordnerische Beurteilung und die strategische Umweltprüfung (SUP) der Trassenkorridore nach 8 NABEG zu erstellen und anschließend der BNetzA zur Prüfung vorzulegen ( 8-Antrag). Mit der Entscheidung der BNetzA über die Bundesfachplanung nach 12 NABEG endet die erste vorhabenbezogene Verfahrensstufe (vgl. Appel 2014a: 17; zum zeitlichen Ablauf der Bundesfachplanung s. Abbildung 15). Aufgrund der Komplexität und Verbindlichkeit der Bundesfachplanung hat der Gesetzgeber in den 6-8 NABEG eine gegliederte Antragstellung vorgesehen, welche die Möglichkeit einer Abschichtung zwischen der Erhebung und Verarbeitung der Informationen, bei der Ermittlung der Trassenkorridore und der Bewertung der beantragten Trassen in der Bundesfachplanung eröffnet. Auf den einzelnen Planungsstufen werden mit zunehmend enger gefasstem Untersuchungsraum, z.b. bei der Grob- und Trassenkorridorfindung, bestimmte Sachverhalte detaillierter untersucht und geprüft. Dies ist ein praktisches und im Planungsrecht allgemein anerkanntes Instrument zur Handhabung komplexer Planungsund Entscheidungsprozesse. Zugleich werden Varianten mit nur eingeschränktem Prüfaufwand frühzeitig aus dem weiteren Findungsprozess ausgeschlossen (Hagenberg 2015: 442). Ebenfalls verankert ist das Prinzip der Abschichtung im Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz (vgl. 14f Abs. 3 UVPG). Abbildung 15: Zeitlicher Ablauf der Bundesfachplanung (Quelle: eigene Darstellung) 69

78 Gerade in der Fachplanung hat sich dieses konsekutive Ablaufschema bewährt. Paradigmatisch sind die Verfahrensgänge in der Fernstraßen- und Schienenwegeplanung, die vom umfassenden Bundesverkehrswegeplan bis hin zur Planfeststellung einzelner Vorhaben verlaufen. Auf den einzelnen Stufen werden jeweils maßstabsgerechte Entscheidungspakete geschnürt. Aufgrund der Größe und der Komplexität ist die Abschichtung von Untersuchungs- und Prüfinhalten auch in der Stromnetzplanung unerlässlich (vgl. Appel 2014a: 15, 17). Allerdings ist das Ergebnis der Abschichtung, zumindest aus planerischer Perspektive, als vorläufig und vorbehaltlich zu betrachten. Das praktische Problem liegt darin, dass häufig zu einem späteren Zeitpunkt neue, konkretere Informationen oder Daten verfügbar werden, welche ggf. eine Neubewertung der bereits im Abschichtungsprozess ausgeschiedenen Trassenalternativen erforderlich machen, sodass diese wieder in den Entscheidungsfindungsprozess aufgenommen werden müssen (vgl. Appel 2014a: 16). Systembedingt ist diese Problematik in der Stromnetzplanung weitaus größer als etwa in der Planung von Straßen oder Schienenwegen. Die Planungsabläufe sind inkommensurabel. Abgesehen von den Netzverknüpfungspunkten an den Enden einer Leitung existieren in der Planung von Stromtrassen in der Regel keine Zwangs- bzw. Stützpunkte 6. Zur Planungskonzeption einer Fernstraße von A nach B gehört es, durch die Trasse die zwischen diesen Orten gelegenen Städte C und D mit anzubinden. Da diese Notwendigkeit in der Planung des Höchstspannungsnetzes meist fehlt, besteht eine jedenfalls innerhalb des durch die Vorhabenellipse determinierten Untersuchungsraums grundsätzlich unbeschränkte Varianz möglicher Trassenverläufe. Durch das Vorhandensein verschiedener Technologiealternativen, wie Freileitung und Erdkabel, wird diese Varianz noch erhöht. Nichtsdestotrotz muss die Trassensuche von irgendeinem Planungsvorschlag aus ihren Anfang nehmen. Die Wahrscheinlichkeit der grundlegenden bzw. großräumigen Änderung dieses Vorschlags im Planungsablauf ist ungleich höher als beim Vorhandensein von a priori unantastbaren Zwangspunkten. Aus rechtlicher Perspektive müssten sogar die bislang aus der Bedarfsplanung bloß übernommenen Netzverknüpfungspunkte im Rahmen einer Alternativenprüfung hinterfragt werden. Verglichen mit übrigen trassengebundenen Infrastrukturbereichen wächst die Planungsunsicherheit also erheblich, wodurch sich Anforderungen an die Flexibilität der Verfahrensordnung ergeben. Die Stromnetzplanung bedarf einer Anreicherung des konsekutiven Abschichtungsschemas durch iterative Elemente, die zumindest in gewissem Ausmaß ein planerisches trial and error zulassen. Abschichtung bleibt zur Komplexitätsreduktion notwendig, muss aber pragmatisch wieder aufgeschnürt werden können, wenn die Untersu- 6 Eine Ausnahme stellt der Anschluss an einen Konverter im Trassenverlauf dar, der einen Stützpunkt oder zumindest einen klar umrissenen, zu durchquerenden Raumausschnitt bedingt. Während in der Stromnetzplanung diesbzgl. der Begriff Stützpunkt verwendet wird, ist in der Straßenplanung von Zwangspunkt die Rede. 70

79 chung auf feineren Maßstabsebenen eine Änderung der Sachlage hervorbringt. Technologiewechsel und räumliche Anpassungen der Trasse in Konfliktbereichen dürfen nicht frühzeitig ausgeschlossen werden. Das Prinzip der Abschichtung von Entscheidungsvorgängen und die Rückstellung von weniger geeigneten Planungsalternativen bleiben zwar ein zentraler Bestandteil komplexer Planungs- und Entscheidungssituationen auch in der Stromnetzplanung. Sie stoßen dort aber auf sachliche Grenzen und müssen deshalb systemgerecht modifiziert werden. Innerhalb der Verfahrensschritte des NABEG ist dies durch deren Binnengliederung gelungen. Bereits angesprochen wurde die abgeschichtete Antragstellung auf Bundesfachplanung in den gem. 6 und 8 NABEG einzureichenden Unterlagen sowie die in der Zwischenzeit gem. 7 NABEG abzuhaltende Antragskonferenz. Die ersten Schritte des Planfeststellungsverfahrens sind in den NABEG entsprechend geregelt. Ergebnis dieses Ansatzes ist, dass die Inhalte der gem. 6 und 19 NABEG vorgelegten Anträge weniger verfestigt sind als Antragsinhalte in Raumordnungs- oder Planfeststellungsverfahren, die außerhalb des Regelungsbereichs des NABEG stattfinden. Sie sind vielmehr als Vorschläge zu verstehen, die bei der folgenden Festlegung des Untersuchungsrahmens und dort insbesondere in der Antragskonferenz zur Disposition stehen. Ein planerisches Zurückspringen z.b. durch die aufgrund neuer Erkenntnisse geänderte Priorisierung von Varianten ist geradezu gesetzlich vorgesehen. Defizite bestehen hingegen über die Verfahrensschritte hinweg. Die Verbindlichkeit der in der Bundesfachplanung festgelegten Korridore für die folgende Planfeststellung wird dem Iterationsbedürfnis nicht gerecht. Nach geltender Rechtslage erfordert das räumliche Abweichen von der Bundesfachplanungsentscheidung die vollständige Wiederholung der Bundesfachplanung (vgl. Hagenberg 2015: 448). Angesichts der Unsicherheiten, die in der Korridorfestlegung zwangsläufig noch enthalten sind, dürfte dieses Szenario häufig realisiert werden. An dieser Stelle ist die rechte Balance zwischen konsekutivem und iterativem Ablaufschema noch nicht gefunden. Ferner ist mit der Fristenregelung für die Verfahrensschritte des mehrstufigen Planungsprozesses ein weiteres Beschleunigungselement eingeführt worden (vgl. Bröckling/Uther 2014). Inwieweit diese Fristen einzuhalten sind, wird sich jedoch erst zeigen müssen (vgl. Bröckling/Uther 2014). Technologieoffenheit: Grundsätzlich ist das Verfahren nach NABEG als technologieoffen zu werten. D.h., dass ein Einsatz der Stromübertragungstechnologien Höchstspannungsfreileitungen und Erdverkabelungssysteme in unterschiedlichen technischen Ausführungen möglich ist. Der Gesetzgeber sieht derzeit Höchstspannungsfreileitungen als Basistechnologie an, hingegen wird der Einsatz des Erdkabels zur Erprobung der Technologie unter realen Bedingungen zunächst auf ausgewählte, technisch und wirtschaftlich effiziente Teilabschnitte als Pilotstrecken begrenzt. Ein großflächiger und vorhabenübergreifender Einsatz von Erdkabelsystemen bzw. eine Vollverkabelung auf Höchstspannungsebene ist nach geltendem Recht (Stand: Juni 2015) nicht vorgesehen. Der Einsatz von Erdkabeln im Anwendungsbereich des NABEG ist zudem zwischen HGÜ- und HDÜ-Leitungen zu differenzieren, da die Erdverkabelung im Bereich der HDÜ noch nicht Stand der Technik ist (vgl. 71

80 Schaller/Heinrich 2014: 368). Zurzeit beschränken sich die Pilotvorhaben auf vier Vorhaben aus dem EnLAG und auf acht Gleichstromübertragungsvorhaben des BBPIG, nach der Novelle des EEG im Jahr In den aktuellen Vorhaben zeigt sich aus Teilen der Politik sowie aus der Öffentlichkeit eine immer größer werdende Forderung nach dem Einsatz von Erdkabeln. Durch die Erdverkabelungsoption in NABEG-Vorhaben ist eine größere Flexibilität zur Bewältigung von Konfliktsituationen gegeben. Daher kann eine möglichst frühzeitige Berücksichtigung (bspw. in der Vorantragsphase zur Bundesfachplanung insb. bei der Ampelprüfung) von Erdverkabelungssystemen bei der Umsetzung von Leitungsausbauvorhaben sinnvoll sein und gleichzeitig zur Akzeptanzsteigerung beitragen (vgl. Schaller/Heinrich: 368; Zeck 2014). Sie stellen jedoch nicht per se die konfliktärmere technische Planungsalternative dar. Die Berücksichtigung von Erdverkabelungsoptionen kann jedoch bereits in der Bundesfachplanung eine wichtige Rolle spielen und muss daher schon in einem frühen Planungsstadium mitgedacht werden (vgl. Schaller 2014: 28). Daher bietet es sich an, die Auswirkungen auf die Auswahl der Trasse oder des Trassenkorridors in einem iterativen Prozess zu untersuchen. Die derzeit übliche Praxis sieht vor, dass zu untersuchen ist, ob ein Hindernis/Querriegel für eine Freileitung besteht und der Konflikt durch den Einsatz eines Erdkabel reduziert oder vermieden werden kann (vgl. 50 Hertz et al. 2013: 33 ff.). Ähnlich gestaltet sich die Festlegung von Konverterstandorten, die laut NABEG erst Gegenstand der Planfeststellung ist (vgl. 18 Abs. 2 NABEG). Die positive Entscheidung über einen raum- und umweltverträglichen Trassenkorridor in der Bundesfachplanung setzt die Realisierbarkeit eines geeigneten Konverterstandorts jedoch voraus. Daher hat eine Prüfung der Realisierbarkeit von Konverterstandorten bereits auf Ebene der Bundesfachplanung zu erfolgen, um die Gefahr möglicher Planungstorsi zu vermeiden (vgl. Schaller 2014: 24 f.). Die im Verfahren gewählte Methode zur Ermittlung von Trassenkorridoren, kann das Resultat für eine konkrete Trasse maßgeblich beeinflussen. Maßgebend für jegliche infrastrukturelle Planung ist zudem, dass sie Planungs- und Rechtssicherheit gewährleistet sowie dass das Planungsergebnis eine möglichst breite Zustimmung in der Bevölkerung und Politik erfährt. Zustimmung für ein solches Vorhaben ist nicht zuletzt durch ein Planungsverfahren das nachvollziehbar und transparent durchgeführt wird, zu erreichen (vgl. Schemel 1985: 197 ff.; vgl. Landkreis Hameln-Pyrmont 2014: 25). Praktische Notwendigkeit zur Vereinheitlichung der methodischen Planung: Aufgrund der vielfältigen Anforderungen und Herausforderungen sowie aus den Unsicherheiten heraus, die sich mit der Einführung des NABEG-Verfahrens ergeben, besteht die praktische Notwendigkeit zur bundesweiten rechtlichen und methodischen Vereinheitlichung (vgl. Appel 2014a: 7). Dazu wurden Leitfäden und Anleitungen zur Durchführung der Bundesfachplanung von Seiten der BNetzA erstellt. Ausgangspunkt ist der Leitfaden zur Bundesfachplanung (vgl. BNetzA 2012a). Darauf aufbauend wurde seitens der ÜNB ein Musterantrag Teil 1 als Ansatz zur einheitlichen methodischen Vorgehensweise sowie für die Ausarbeitung der Anträge nach 6 NABEG erarbeitet und mit der BNetzA abgestimmt (vgl. Appel 2014a: 7; Schaller 2014: 18; vgl. 50Hertz et al. 2013: 6). Der Musterantrag beinhaltet die grundlegenden methodischen Schritte zur raum- und umweltverträglichen Trassenkorridorfindung. Dabei räumt er den ÜNB einen projektspezifischen Ausgestaltungsspielraum 72

81 ein und endet mit der Identifikation von Trassenkorridoralternativen für die Antragsstellung nach 6 NABEG. Die Ausarbeitung des 6-Antrags gliedert sich methodisch in zwei Schritte. Aus systematischer sowie aus arbeitsökonomischer Sicht ist es zunächst sinnvoll, Grobkorridore zu identifizieren, aus denen anschießend gezielt Trassenkorridore ermittelt werden (vgl. 50Hertz et al. 2013: 16; Schaller/Henrich 2014: 363). Eine detaillierte Bewertung der einzelnen Trassenkorridoralternativen erfolgt gemäß 8 NABEG, im Zuge einer SUP sowie einer raumordnerischen Beurteilung der Raum- und Umweltwirkung (vgl. BNetzA 2015a). Zur Standardisierung der methodischen Vorgehensweise und zur Qualitätssicherung der Planungen hat die BNetzA ein Methodenpapier erstellt, das sich auf die SUP bezieht und im Zuge der 8-Antragstellung zur Anwendung kommen soll. Dieses Papier enthält keine abschließenden Vorgaben, sondern soll durch Anregungen aus der Fachöffentlichkeit regelmäßig überprüft und gegebenenfalls angepasst werden (vgl. BNetzA 2015a u. 2015b). Eine zwischen der BNetzA und den ÜNB abgestimmte Vorgehensweise für die SUP steht noch aus und soll im Teil 2 des Musterantrags der ÜNB erfolgen. Ebenso soll die Festlegung des Untersuchungsrahmens für den differenzierten Trassenkorridorvergleich nach 8 NABEG Gegenstand des zweiten Teils des Musterantrags werden (vgl. 50Hertz et al. 2013: 6 ff.) Überblick über die Methoden der Trassenplanung Raumwiderstandsanalyse: Die Raumwiderstandsanalyse hat sich als gängige Methode zur Findung und Bewertung von Planungsalternativen auf Grob- und Trassenkorridorebene sowie auf der Feintrassierungsebene bewährt (vgl. 50Hertz et al. 2013: 14, 24 ff.). Sie hat das Ziel, Räume mit potenziell sehr hohen bzw. hohen Konfliktrisiken zu identifizieren, von der Trassierung auszuschließen und die Freileitung durch möglichst konfliktarme Räume zu führen (vgl. Froelich & Sporbeck 2009: 214 ff.; Scholles 2008: 452f.). Hierzu sind differenzierte Kenntnisse über die Wirkungszusammenhänge und potenzielle Beeinträchtigungen des Raums bzw. der Umwelt durch das Vorhaben erforderlich. Die Prognose der Auswirkungen basiert auf einer Prüfung der Umweltbelange anhand der gesetzlich normierten Schutzgüter (vgl. 2 UVPG) und der Belange der Raumordnung, durch eine flächendeckende Datenauswertung hinsichtlich der Realnutzung, der Schutzgebietsausweisungen und der raumordnerischen Festlegungen. Zur Ermittlung und Bewertung von Wirkungszusammenhängen verfolgen Studien u.a. einen schutzgutübergreifenden Ansatz, in dem das Vorhaben durch generalisierte Wirkfaktoren beschrieben und potenziell zu erwartende Konflikte dargestellt werden. Die Erfassung von Wirkungs- und Konfliktpotenzialen in einem Vorhaben-Umwelt-Wirkungsmodell beruht auf dem Grundgedanken, dass von einem Vorhaben unabhängig vom Standort bau-, anlagen- und betriebsbedingt Wirkungen ausgehen und im Einwirkungsbereich potenzielle Beeinträchtigungen auslösen können. Dieser Grundansatz prägt gleichermaßen alle betrachteten Vorhabenplanungen. Auch hinsichtlich der Systematik der bei den Planungen zu berücksichtigenden Wirkfaktoren und der identifizierten potenziellen Umweltfolgen besteht große Übereinstimmung. Das materielle Recht führt zu einer Dominanz des Schutzgutbezugs in der Planungsmethodik und zu einer Aggregation der Wirkpfade. Die Zuordnung zu einzelnen Wirkfaktoren und 73

82 Wirkpfaden ist daher im Planungsprozess nicht immer unmittelbar ablesbar. Eine praktische Bedeutung erlangt die Wirkungsanalyse in erster Linie im Rahmen der SUP bzw. der UVP, wo die Auswirkungen detailliert prognostiziert werden müssen. Allerdings beeinflussen sie indirekt ebenfalls die Raumwiderstandsanalyse, da diese auf eine wenn auch stark aggregierte und generalisierende Weise - versucht, über die Definition schutzgutbezogener flächenbezogener Kriterien räumliche Konfliktpotenziale abzubilden. Einzelne Wirkfaktoren werden bei der Prüfung der Umweltverträglichkeit auf den einzelnen Verfahrensstufen in unterschiedlichem Ausmaß berücksichtigt. Zuordnungskriterien zu Verfahrensstufen sind der Grad der Konkretisierung der Planung bzw. die Überprüfbarkeit der Umweltauswirkungen (z.b. liegen konkrete Informationen über Maststandorte und Trassenverlauf erst im Planfeststellungsverfahren vor), die Zuordnung zu Projektphasen (Bau, Anlage und Betrieb) und die Frage, inwieweit auf der jeweiligen Planungsstufe bereits abschließend über die Ausprägung des Wirkfaktors entschieden wird. Baubedingte Wirkungen können i.d.r. erst im Planfeststellungsverfahren adäquat berücksichtigt werden. Sie sind nur bedingt in der Bundesfachplanung raumkonkret identifizierbar und nicht abschließend bewertbar. Eine umfassende und detaillierte Systematisierung der Wirkfaktoren und Wirkpfade von Freileitungen und Erdkabel sowie der potenziellen Betroffenheit von Schutzgütern liefert eine Studie, die die Bundesnetzagentur begleitend zur Erstellung der SUP zum Netzentwicklungsplan 2012 veröffentlicht hatte (vgl. OECOS 2012). Eine nach potenziell betroffenen Schutzgütern gegliederte vereinfachte Übersicht der Wirkfaktoren und ihrer potenziellen Umweltauswirkungen enthält darüber hinaus der -6-Antrag zum Vorhaben Ultranet (vgl. Amprion/TransnetBW/ERM 2014: 4-22 ff.). Sie erlaubt einen schnellen Überblick und bietet daher eine gute Orientierung. Dort sind zudem Zuordnungen zu den Projektphasen angegeben. Des Weiteren werden BPF-spezifische Wirkfaktoren gekennzeichnet sowie solche, die entweder als nicht-bpf-spezifisch oder als bezogen auf die Erheblichkeit der Umweltauswirkungen nicht relevant eingestuft werden. Die Reichweite der potenziellen Umweltwirkungen unterscheidet sich stark in Abhängigkeit der spezifischen Ausbreitungseigenschaften bestimmter belastender die Umwelt belastender bzw. beeinträchtigender Impulse, die von den einzelnen Wirkfaktoren ausgehen. Wichtig für die Wahrnehmbarkeit der Belastungseffekte in Abhängigkeit der Entfernung zur Quelle ist auch die Empfindlichkeit der betroffenen Schutzgüter gegenüber der Intensität der Einwirkungen am Standort des Akzeptors. Da eine räumliche Analyse am leichtesten anhand der Lagerelation und der flächenhaften Ausdehnung von potenziell betroffenen Schutzgütern durchgeführt werden kann, ist es aus planungspraktischen Gründen üblich, die Untersuchungsräume z.b. für die SUP nicht anhand der Wirkzonen bezogen auf bestimmte Wirkfaktoren abzugrenzen sondern nach Schutzgütern, obwohl dies eine Aggregation der Wirkungsbeziehungen unter Berücksichtigung unterschiedlicher Wirkfaktoren erfordert. Im Leitfaden der BNetzA zur Bundesfachplanung werden Orientierungswerte für die Festlegung von Untersuchungsräumen nach Schutzgütern gegliedert tabellarisch vorgestellt (vgl. BNetzA 2012a: 16). 74

83 Forschungsergebnisse zeigen, dass insbesondere Konflikte auf die Schutzgüter Mensch, Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt und Landschaft des UVPG zu erwarten sind (vgl. OECOS 2012; BNetzA 2012b: 41-43; BNetzA 2013; OECOS 2011: 118 ff.; Bosch & Partner 2014: 57 ff.). Für die RWA werden entscheidungsrelevante Kriterien nach Schutzgutkategorien in einem Katalog erfasst, der individuell je nach Vorhaben aufgestellt und angepasst wird, da kein allgemeingültiger Katalog vorliegt. Die einzelnen Kriterien werden entsprechend ihrer Empfindlichkeit und ihres rechtlichen Schutzstatus bewertet und einem generalisierten, ordinal skalierten Konfliktrisiko bzw. Raumwiderstand zugeordnet. Die Auswahl der relevanten Kriterien und deren Zuordnung zu einer der spezifischen Empfindlichkeit entsprechenden Raumwiderstandsklasse kann sich maßgeblich auf das Planungsergebnis auswirken. Dies wird im Folgenden durch die Anwendung unterschiedlicher Raumwiderstandskataloge auf ein exemplarisch für diesen Zweck ausgewähltes Untersuchungsgebiet verdeutlicht. Fallbeispiel zur Darstellung der methodischen Bandbreite bei der Ermittlung von Trassenkorridoren in der Planungspraxis: Um die Bandbreite möglicher Trassierungvarianten, die sich bei der Anwendung verschiedener Raumwiderstandsklassifizierungen, wie sie in der Planungspraxis vorkommen, ergeben kann, aufzuzeigen, wurde eine Vorhabenellipse für eine exemplarische Trassierungsaufgabe ausgewählt.. Dazu wird der Kriterienkatalog von drei Trassenvorhaben herangezogen und jeweils auf ein und dasselbe Beispielvorhaben angewendet. Dadurch können die aus den jeweiligen Kriterienkatalogen resultierenden Unterschiede in einer räumlichen Konfliktanalyse aufgezeigt werden. Als exemplarischer Trassierungsraum wurde die Vorhabenellipse um die Netzknoten UA Gießen und UA Borken betrachtet. Er entspricht der Maßnahme Nr. M253 (Borken-Gießen), die im Zuge der Überprüfung des Netzentwicklungsplanentwurfs 2014 durch die BNetzA nicht bestätigt worden ist. Die jeweiligen Kriterienkataloge bzw. Raumwiderstandsklassifizierungen, die für Modell- Trassierungen herangezogen wurden, sind tatsächlichen Vorhabenplanungen entlehnt worden. Diese wurden unter Berücksichtigung verschiedener zu durchlaufender Planungsund Genehmigungsregime, verschiedener Bundesländer und verschiedener zuständiger Vorhabenträger ausgewählt. Die Entscheidung fiel auf die folgenden Vorhaben: die EnLAG- Vorhaben Wahle Mecklar und Gütersloh Lüstringen; die NABEG-Vorhaben SuedLink, Ultranet und das Vorhaben Bertikow Pasewalk. Die Planungen der NABEG-Vorhaben SuedLink und Bertikow Pasewalk orientieren sich an der vierstufigen Raumwiderstandsklassifikation des Musterantrags Teil I der ÜNB. Dementsprechend nutzen sie eine Einstufung der Kriterien in die Raumwiderstandsklassen sehr hoch, hoch, mittel und nicht qualifizierbar. Die Vorhabenträger haben auch den im Musterantrag vorgegebenen Kriterienkatalog übernommen. Der Raumwiderstandsklasse mittel werden im Musterantrag keine bestimmten raumrelevanten Kriterien zugewiesen. Von der Möglichkeit, im jeweiligen Verfahren ggf. notwendige Zuweisungen zu treffen, bzw. spezifische raumrelevante Sachverhalte mit einfließen zu lassen, wurde in beiden 75

84 Anträgen abgesehen. Daher gelten diese beiden Vorhaben innerhalb der Analyse als repräsentativ für die Anwendung der im Musterantrag Teil I vorgegebenen Methodik. Das NABEG-Vorhaben Ultranet differenziert die Kriterien der Raumwiderstandsklasse sehr hoch in Ausschlusskriterien (oder Tabu-Bereiche), die keinesfalls durch eine Trasse berührt werden dürfen und in sonstige Kriterien. Nach Darstellung in den Antragsunterlagen vertreten die Planer die Auffassung, dass die gewählte Raumwiderstandsklassifizierung, die zunächst für die Anwendung auf Freileitungen konzipiert wurde, grundsätzlich auch bei Raumwiderstandsanalysen für ein Erdkabel angewendet werden, wobei eine Differenzierung der RWK I in Ausschlusskriterien und Sonstigen Kriterien dann entfallen würde (vgl. Amprion/TransnetBW/ERM 2014: 3-31 ff.). Diese Öffnung für die Anwendung auf unterschiedliche Stromübertragungstechnologien ermöglicht einen Vergleich räumlichtechnischer Alternativen. Tabelle 9: Klassifizierung der Raumwiderstände im Vergleich (Quelle: vgl. Amprion/TransnetBW/ERM 2014: 3-21 ff.; vgl. 50Hertz et al. 2013: 24-28; vgl. Transpower/ERM 2010/ 2010a: B 3-4; vgl. Amprion/Grontmij 2014: 73 ff.; TenneT 2014: 52ff.; 50 Hertz 2014: 55ff.) Die in den jeweiligen Verfahren betrachteten Kriterien werden entsprechend der dort verwendeten Bewertungsklassifikation erfasst und den jeweiligen Schutzgutkategorien sowie den Kategorien der Raumordnung und Bauleitplanung zugewiesen. Tabelle 9 zeigt die Unterschiede in der Einteilung der Raumwiderstandskategorien auf, die auch teilweise eine unterschiedliche Einordnung der jeweiligen Kriterien nach sich zieht. Dies sei beispielhaft anhand einer Gegenüberstellung der Kriterien-Klassifizierungen für das Schutzgut Mensch in Abbildung 16 gezeigt. Auf Basis der Kategorisierung der in den jeweiligen Vorhaben betrachteten Kriterien und ihrer Einteilung in Raumwiderstandsklassen werden für den ausgewählten Untersuchungsraum Raumwiderstandsanalysen durchgeführt. Bei Belegung einer Fläche mit mehreren Raumwiderständen wurde, wie dies vielfach üblich ist, jeweils die höchste Klasse als maßgeblich betrachtet (räumliche Aggregation mittels des Maximalwertverfahrens). 76

85 Abbildung 16: Raumwiderstände - Schutzgut Mensch (Quelle vgl. Amprion/TransnetBW/ERM 2014: 3-21 ff.; vgl. 50Hertz et al. 2013: 24-28; vgl. Transpower/ERM 2010/ 2010a: B 3-4; vgl. Amprion/Grontmij 2014: 73 ff; TenneT 2014: 52ff; 50 Hertz 2014: 55ff) Zur Vereinfachung sowie aus Gründen besserer technischer Analysemöglichkeiten wurden die betrachteten Kriterien sowie der Untersuchungsraum in ein Raster überführt. Um differenzierte und kleinräumige Aussagen zu ermöglichen, wurde ein Raster mit einer Kantenlänge von 5x5 Metern gewählt. Untersuchungsergebnisse: Zu Anfang muss festgehalten werden, dass die Analyse zwei Problematiken birgt, die hinsichtlich der Ergebnisse bedacht werden müssen. Typisch für die Methode der RWA ist, dass durch die Mehrfachbelegung von Gebieten, die Raumwiderstände der unterschiedlichen Kategorien auf einer Fläche vereinen, wird nicht ersichtlich, aus welchen Flächenkriterien sich ein Raumwiderstand im Einzelnen zusammensetzt. Dies erschwert die Ergebnisinterpretation. Des Weiteren sind in den verwendeten Raumwiderstandskatalogen bestimmte Kriterien, die ansonsten üblicherweise zur Anwendung kommen, nicht erfasst und konnten in diesen Fällen nicht zur Bewertung des Untersu- 77

86 chungsraums beitragen. Die Gründe für die diesbezügliche Unvollständigkeit eines Kriterienkataloges sind den betreffenden Verfahrensunterlagen nicht zu entnehmen. Da die jeweiligen Kataloge auf ganz bestimmte Untersuchungsräume zugeschnitten sind, besteht die Möglichkeit, dass sie dort nicht vorkommen und aus diesem Grund nicht mit aufgenommen wurden. Ungeachtet dieser Einschränkungen zeigt die Analyse, dass in der Praxis angewandte Raumwiderstandskataloge zu recht unterschiedlichen räumlichen Bewertungen von ein und demselben Untersuchungsgebiet führen. Daraus abgeleitet können sich ohne weiteres unterschiedliche Trassenkorridore und somit unterschiedliche Entwurfstrassen ergeben. Zur Veranschaulichung wurden auf Basis der Raumwiderstandsanalysen mit Hilfe eines Trassierungstools jeweils Beispieltrassen ermittelt (Abbildung 17). Normalerweise sind solche Unterschiede der Bewertungsansätze den Verfahrensbeteiligten nicht transparent, weil ein verfahrensübergreifender methodischer Quervergleich in der Planungspraxis üblicherweise nicht stattfindet und weil die Raumwiderstandskataloge als solche in ihrer Ausprägung in den Verfahren von den Vorhabenträgern üblicherweise nicht zur Diskussion gestellt oder begründet werden. Da die Verfahren zur Bundesfachplanung jedoch prinzipiell offen sind für Trassierungsvorschläge Dritter, könnte sich zukünftig eine Diskussion über Kriterienkataloge und Raumwiderstandsklassifizierungen etablieren. Eine Vereinheitlichung der Trassierungsgrundlagen könnte dazu beitragen, dass die Verfahren an Transparenz und Nachvollziehbarkeit für alle Beteiligten gewinnen. Dabei ist zu bedenken, welche Kriterien für die jeweilige Abschichtungsstufe relevant sind, um Dopplungen zu vermeiden und dem beschleunigten Prozess innerhalb der Bundesfachplanung gerecht zu werden. Der Katalog laut Musterantrag muss daher noch deutlicher differenziert werden. Dies gilt im Besonderen für die Raumwiderstandsstufe mittel, die zwar im Musterantrag aufgegriffen aber nicht näher konkretisiert wird, bzw. ihr keine Kategorien zugeordneten werden. Die beiden Vorhaben Südlink und Bertikow-Paswalk haben sich dem Katalog des Musterantrags bedient, jedoch auch die mögliche eigenständige Zuweisungen für die Raumwiderstände vermieden, die ggf. einer mittleren Stufe zuzuordnen sind. Welche Überlegungen dieser Entscheidung zugrunde liegen, ist den Verfahrensunterlagen nicht zu entnehmen. Nur eine harmonisierte und abgestimmte Vorgehensweise sowie verfahrensübergreifende einheitliche Prüfmaßstäbe können die Akzeptanz auf allen Ebenen für das Vorhaben und dadurch auch für das Verfahren schaffen. Dabei birgt ein umfassender Kriterienkatalog, mit einheitlicher Kategorisierung, der auf unterschiedlichste Räume anwendbar ist, das Potenzial der Beschleunigung in der Bundesfachplanung. 78

87 Abbildung 17: Unterschiede in der RWA können zu unterschiedlichen Trassenkorridorvarianten führen (Quelle: eigene Darstellung) 79

88 Bündelungsanalyse: Neben der Berücksichtigung von Raumwiderständen kommt dem Planungsgrundsatz der Bündelung bei der Identifikation geeigneter Trassen eine besondere Bedeutung zu. Das Bündelungsgebot für Linieninfrastrukturen ist eine maßgebende Zielsetzung innerhalb der Raumordnung. Es besagt, dass durch Nutzung bereits bestehender Masten sowie durch Parallelführung mit bestehenden linearen Infrastrukturen, Auswirkungen neuer Freileitungen zu minimieren sowie unzerschnittene und unvorbelastete Räume von Trassierungsvorhaben möglichst frei zu halten sind. Diesem Grundsatz kommt in der Stromnetzplanung eine hohe Bedeutung zu (vgl. 50Hertz et al. 2013: 14, 18; Transpower/ERM 2010: ). Bündelung kann ein Trassenvorhaben beschleunigen und zeigt Wege möglichst kurzer und gradliniger Trassenverläufe auf, welches für das beschleunigte Verfahren der Bundesfachplanung wesentliche Punkte darstellt. Sinnvolle Bündelungsoptionen sollten im Allgemeinen für Höchstspannungsübertragung festgelegt werden. Trassenkorridoralternativen: Zentraler Bestandteil des Planungs- und Entscheidungsprozesses bei Freileitungsvorhaben ist der Vergleich der identifizierten Trassenkorridorbzw. Trassenalternativen (vgl. Peters et al. 2014: 143). Die ermittelten Alternativen weisen spezifische Vor- und Nachteile auf, die gegeneinander abgewogen werden müssen, um den jeweiligen konkurrierenden Belangen gerecht zu werden. Ein Alternativenvergleich findet innerhalb der Bundesfachplanung sowohl anlässlich der Erstellung des -6-Antrags als auch im Zuge der -8-Antragstellung statt. Für den Alternativenvergleich gibt es keine einheitlichen Bewertungs- und Entscheidungsregeln. Als erste Orientierung dient den Vorhabenträgern der Musterantrag Teil 1 der ÜNB ( -6-Antrag) sowie das Methodenpapier zur SUP der BNetzA ( -8-Antrag). Eine Anforderung aus Sicht kommunaler Betroffenheit lautet, dass auch im beschleunigten Verfahren die methodische Vorgehensweise zur Bestimmung der in Betracht kommenden Alternativen sowie der Wahl des Vorzugskorridors transparent und Schritt für Schritt nachvollziehbar sein muss (vgl. Landkreis Hameln-Pyrmont/Landkreis Holzminden/Landkreis Lippe et al. 2014: 2). Zurzeit fehlt es zumindest an einheitlichen Entscheidungsregeln für die Wahl des Vorzugs- bzw. Vorschlagskorridor seitens der ÜNB. Dies sei exemplarisch anhand einer Gegenüberstellung von Bewertungsregeln erläutert (vgl. Tabelle 10), die -6-Anträgen entnommen sind. Die Gegenüberstellung zeigt, dass für den Alternativenvergleich, der im Rahmen des -6- Antrags für die Bestimmung des Vorzugskorridors gedacht sind, recht unterschiedliche Bewertungsregeln angewandt werden. Die Vorhabenträger begründen ihre individuelle Methodik mit den Besonderheiten des Einzelfalls (so etwa mit Hinweis auf die außergewöhnlichen Komplexität der Planungsaufgabe beim Vorhaben SüdLink und der noch zu schematischen Problembehandlung im Musterantrag 1 (vgl. TenneT 2014: 105). 80

89 Tabelle 10 Methoden zum Vergleich Trassenkorridoralternative (Quelle: Amprion/TransnetBW/ERM 2014: 3-97; TenneT 2014: 128ff; Amprion/TransnetBW/ERM 2014: 3-107; 50 Herz Transmission 2014: 81-97; Amprion/TransnetBW/ERM 2014: 3-105; vgl. TenneT 2014: 109f; vgl. 50Hertz Transmission 2014) Bezeichnung U-Regel (a), erweiterte U-Regel (b) Grad der planerischen Durchlässigkeit 1,4-facher Umwegefaktor Engstellenbe-wertung Verbal Argumentativ Entscheidungsregel (a) Korridorstränge, die in ihrer Wegeführung fast deckungsgleich mit einem anderen Strang sind, punktuell jedoch die Haupttrassenrichtung verlassen, um an anderer Stelle zu dieser zurückzukehren, und bei denen die Möglichkeit besteht, diesen Umweg durch direkte Korridorführung mit mindestens vergleichbarem Bündelungspotenzial bzw. vergleichbarer Bündelungsqualität abzukürzen, werden in der Betrachtung zurückgestellt, wenn der Umweg mindestens dreimal so groß ist wie die direkte Verbindung. (b) Sobald der Umweg mindestens die doppelte Länge der direkten Verbindung aufweist, hat dies den Ausschluss der Variante zur Folge, wenn diese nicht im Verlauf des Umwegs deutliche Vorteile bezüglich der Bündelungsmöglichkeiten bzw. - qualitäten gegenüber der direkten Verbindung aufzeigt Gibt abschnittsweise an, wie die potenzielle Betroffenheit einzelner Schutzgüter und Raumnutzungen (Zielen der Raumordnung) durch einen Trassenkorridor einzuschätzen ist. Wird der 1,4-fache Umwegfaktor, ausgehend von der Punkt zu Punkt Anbindung, überschritten, hat dies den Ausschluss der Trasse zur Folge. Punktesystem, das die Länge und Breite der technischen und planerischen Engstellen differenziert. Anhand von einzelnen zuvor festgelegten Kriteriengruppen mit individueller Gewichtung Anwendungsbeispiel Ultranet SuedLink Ultranet Bertikow-Pasewalk, Sued- Link, Ultranet Bertikow-Pasewalk, Sued- Link Iterative Prozesse in der Trassenplanung Das gestufte Verfahren der Bundesfachplanung wurde bereits beschrieben. Dessen Vorteil ist die sukzessive Informationsverdichtung und die damit einhergehende schrittweise Verkleinerung des Untersuchungsraumes. Abbildung 18 zeigt die Verfahrensschritte, die bei Bedarf einen Rücksprung erlauben. In Anlehnung an die im Leitfaden der BNetzA zur Bundesfachplanung und im Musterantrag der ÜNB beschriebenen Vorgehensweis werden zunächst in der Vorantragsphase ausgehend von der Raumwiderstandsanalyse bei der Verfeinerung der Grobkorridore zu Trassenkorridoren Trassensuchräume verengt, wobei gleichzeitig die Konfliktpotenziale mit zunehmender räumlicher Eingrenzung immer differenzierter betrachtet werden. 81

90 Abbildung 18: Identifikation relevanter Iterationsschritte für die Trassenfindung (Quelle: eigene Darstellung ) Weitere relevante Kriterien sowie kleinere Gebiete hoher Raumwiderstände, wie gesetzlich geschützte Biotope nach 30 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) (vgl. Sigglow 2014: 37), die vorher aufgrund der großmaßstäbigen Betrachtungsweise nicht berücksichtigt wurden, sind nun Teil der Analyse. Ähnliches gilt für die Bündelungsanalyse, bei der auf Ebene der Grobkorridorfindung ausschließlich überregionale Bündelungspotenziale wie Freileitungen und Bundesautobahnen betrachtet werden, hingegen bei der Ermittlung von Trassenkorridoren regionale Linieninfrastrukturen wie Bundesstraßen in die Betrachtung miteinbezogen werden (vgl. 50Hertz et al. 2013: 29 f.). Innerhalb des Verfahrens der Bundesfachplanung findet auf Basis des -6-Antrags, der Ergebnisse der Antragskonferenz und des durch die BNetzA festgelegten Untersuchungsrahmens eine differenziertere räumlich-inhaltliche Auseinandersetzung im Zuge der Ausarbeitung des Antrags nach 8 NABEG statt. Sollten sich bei tiefgreifender Untersuchung Probleme ergeben, kann auch ein Schritt zurück erfolgen und Anpassungen vorgenommen werden. Detailliertere Zusammenhänge, dazu zählen beispielsweise technische und artenschutzrechtliche Detailfragen, eigentumsrelevante Belange oder die Identifikation geeigneter Maststandorte, werden erst im nachfolgenden PFV geklärt. Mögliche Problemstellungen innerhalb des iterativen Verfahrens: Der iterative Prozess in der Bundesfachplanung birgt einige Unsicherheiten. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass dieser zu einem transparenteren, akzeptierten sowie schnelleren Verfahren führen soll. Beispielsweise stellt sich die Frage, wie das Gewicht des Untersuchungsund Beteiligungsaufwandes effektiv auf die beiden Antragsstufen nach 6 oder 8 NABEG 82