Bundesfachplan Offshore für die deutsche ausschließliche Wirtschaftszone der Nordsee und Umweltbericht

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1 Bundesfachplan Offshore für die deutsche ausschließliche Wirtschaftszone der Nordsee und Umweltbericht XI X IX VIII D ä n e m a r k VII XII 13 5 ")") 5 ") ( VI 5 V 12 ")") 11 ") Flensburg XIII XIV 9 10 ") ")") 8 4 ( Schleswig XV 6 (( ") 7 ") ")") IV Büsum XVI 1 ") ") ( 2 3 ( ")") I II III Cuxhaven N i e d e r l a n d e Norden Wilhelmshaven Bremerhaven Emden

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3 Bundesfachplan Offshore für die deutsche ausschließliche Wirtschaftszone der Nordsee 2012 Hamburg, 22. Februar 2013

4 Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie Hamburg und Rostock 2013 BSH Nr Alle Rechte vorbehalten. Kein Teil dieses Werkes darf ohne ausdrückliche schriftliche Genehmigung des BSH reproduziert oder unter Verwendung elektronischer Systeme verarbeitet, vervielfältigt oder verbreitet werden. Fotos: TenneT Offshore GmbH, BARD Engineering GmbH

5 Inhalt 3 Inhalt 1 Der Bundesfachplan Offshore Gesetzliche Grundlage Planerischer Rahmen Anwendungsbereich, Rechtsnatur und andere Instrumente Aufstellungsverfahren Einführung Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Planungshorizont Ziele der Bundesregierung Genehmigter Szenariorahmen der Bundesnetzagentur Räumliche Bestimmung der Cluster und angenommene Leistung Einbezogene Cluster und angenommene Leistung Nicht einbezogene Cluster Planungshorizont Planungshorizont Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Konverterplattformen Standardisierte Technikvorgaben Planungsgrundsätze Räumliche Festlegungen Kartographische Darstellung Gleichstrom-Seekabelsysteme Standardisierte Technikvorgaben Planungsgrundsätze Räumliche Festlegungen Kartographische Darstellung Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattformen mit Umspannwerken der Offshore-Windparks Standardisierte Technikvorgaben... 56

6 4 Inhalt Planungsgrundsätze Räumliche Festlegungen Kartographische Darstellung Kartographische Darstellung der Anbindungsleitungen Grenzüberschreitende Seekabelsysteme Standardisierte Technikvorgaben Planungsgrundsätze Räumliche Festlegungen Kartographische Darstellung Verbindungen untereinander Standardisierte Technikvorgaben Planungsgrundsätze Räumliche Festlegungen Kartographische Darstellung Zusammenfassung der Abwägung Wesentliche Änderungen und Ergänzungen des finalen BFO gegenüber dem zweiten Entwurf Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse der Abwägung Anwendungsbereich des BFO, Rechtsnatur und andere Instrumente Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Grenzüberschreitende Seekabelsysteme Verbindungen untereinander Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen Zusammenfassende Umwelterklärung nach 14l UVPG Überwachungsmaßnahmen nach 14m UVPG Monitoring potenzieller Auswirkungen von Konverterplattformen Monitoring der potenziellen Umweltauswirkungen von Seekabeln Anlagen: Karten

7 Inhalt 5 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Cluster für Offshore Windparks Abbildung 2: Standorte für Konverterplattformen in Windparkclustern Abbildung 3: Korridore für Gleichstrom-Seekabelsysteme Abbildung 4: Korridore und Flächen für Drehstrom-Seekabelsysteme Abbildung 5: Zusammenfassende Darstellung Anbindungsleitung (2030) Abbildung 6: Zusammenfassende Darstellung Anbindungsleitung (2022) Abbildung 7: Darstellungen der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme Abbildung 8: Darstellungen der Verbindungen untereinander Abbildung 9: Schifffahrtsrouten des Raumordnungsplans AWZ Nordsee Abbildung 10: Bezeichnungen Seekabel, Rohrleitungen, Verkehrstrennungsgebiete Abbildung 11: Bezeichnungen Offshore-Windparks und Konverterplattformen Abbildung 12: Hauptverbreitungsgebiet für Seetaucher, Bezeichnungen Naturschutzgebiete und Vorranggebiete Windenergie aus Raumordnungsplan AWZ Nordsee Abbildung 13: Gebiete der Landesverteidigung Abbildung 14: Cluster unter Beobachtung Abbildung 15: Zusammenfassende Darstellung Anbindungsleitung (2022) Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Cluster mit angenommener installierter Leistung der Offshore-Windparks und die sich daraus ergebende Anzahl der Netzanschlusssysteme sowie deren Leistung Tabelle 2: Leistung der Offshore-Windparks (Planungshorizont 2022 nach Leitszenario B)... 26

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9 Der Bundesfachplan Offshore 7 1 Der Bundesfachplan Offshore 1.1 Gesetzliche Grundlage Mit Inkrafttreten des 17 Abs. 2a Satz 3 und 4 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) 1 im Jahre 2011 erhielt das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) die Aufgabe, im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur (BNetzA) und in Abstimmung mit dem Bundesamt für Naturschutz (BfN) und den Küstenländern jährlich einen Offshore-Netzplan für die ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ) der Bundesrepublik Deutschland zu erstellen. Mit Inkrafttreten des Artikel 1 des Dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftlicher Vorschriften 2 haben sich mit Wirkung zum 28. Dezember 2012 einige grundsätzliche Änderungen in Bezug auf die Netzplanung und deren nähere Ausgestaltung ergeben. Danach werden die Anforderungen an diesen Plan nunmehr in 17a EnWG (im Folgenden: 17a EnWG n. F.) gesetzlich geregelt. Im Zuge der Gesetzesänderung ist der Begriff Offshore-Netzplan durch den Begriff Bundesfachplan Offshore (im Folgenden: BFO) ersetzt worden. Inhaltlich soll sich an der grundsätzlichen Zielrichtung des Netzplans jedoch nichts ändern. Die einzelnen Regelungsgegenstände des Netzplans sind vielmehr präzisiert bzw. ausdrücklich geregelt worden. 3 Im Rahmen des BFO sollen nach dem gesetzlichen Auftrag zunächst die Offshore-Anlagen identifiziert werden, die für Sammelanbindungen geeignet sind. Ferner enthält der BFO neben der Festlegung der notwendigen Trassen und Standorte für die Anbindungsleitungen der Offshore-Windparks, Trassen für grenzüberschreitende Stromleitungen sowie Darstellungen zu möglichen Verbindungen untereinander, die zur Gewährleistung der Systemsicherheit beitragen können und mit einem effizienten Netzausbau vereinbar sind. Ziel des BFO ist es, die bestehende Netzinfrastruktur und die Netztopologie, insbesondere im Hinblick auf die Netzanbindungen der Offshore-Windparks in der AWZ unter den gegebenen Rahmenbedingungen räumlich zu koordinieren und im Sinne einer vorausschauenden und aufeinander abgestimmten Gesamtplanung festzulegen. 1.2 Planerischer Rahmen Mit der Verordnung über die Raumordnung in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone vom 21. September 2009 (AWZ Nordsee-ROV) 4 liegt für die Nordsee ein Raumordnungsplan (Anlage zu 1 AWZ Nordsee-ROV im Folgenden: Raumordnungsplan) vor. Gemäß 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 EnWG (n. F.) ist die Übereinstimmung mit den Erfordernissen der Raumordnung im Sinne von 3 Raumordnungsgesetz (ROG) 5 zu prüfen. Gemäß 4 Abs. 1 ROG sind bei Aufstellung des vorliegenden Plans Ziele der Raumordnung zu beachten sowie Grundsätze und sonstige Erfordernisse der Raumordnung in Abwägungs- oder Ermessensentscheidungen zu berücksichtigen. Grundsätzlich füllt der vorliegende Plan den vom Raumordnungsplan gesetzten Rahmen fachplanerisch aus. Die wesentlichen raumbedeutenden Festlegungen des vorliegenden Plans 1 Gesetz vom 7. Juli 2005, BGBl. I S. 1970, ber. S. 3621, zuletzt geändert durch Art. 1, 2 Drittes Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom , BGBl. I S BGBl. I S BT-Drs. 17/ BGBl. I S Gesetz vom 22. Dezember 2008, BGBl. I S. 2986, zuletzt geändert durch Artikel 9 des Gesetzes vom 31. Juli 2009, BGBl. I S

10 8 Der Bundesfachplan Offshore liegen in der Identifizierung von Offshore-Anlagen, die in räumlichem Zusammenhang stehen und für Sammelanbindungen geeignet sind, sowie in Standort-, Trassen- und Korridorplanung für Netzanschlusssysteme. Ausgehend vom ermittelten Bedarf, technischen Voraussetzungen und den bereits im Raumordnungsplan festgelegten Vorranggebieten identifiziert der Plan Cluster von Offshore- Anlagen für Anbindungsleitungen. Die Cluster, soweit sie über die bislang festgelegten Vorranggebiete hinausgehen, schaffen die Voraussetzung für die geordnete Weiterentwicklung der im Raumordnungsplan lediglich andeutungsweise vorgezeichneten Netzanschlusssysteme. Dies entspricht insbesondere dem bestehenden Raumordnungsgrundsatz der sparsamen Flächeninanspruchnahme. Hinsichtlich der Festlegung von Trassen für die stromabführenden Kabel entwickelt der Fachplan die durch die Festlegung von Zielkorridoren zum Küstenmeer im Raumordnungsplan unter Berücksichtigung der veränderten technischen Erkenntnislage und auf der Grundlage der identifizierten Cluster und der Erfordernisse der Raumordnung weiter. Ein großer Teil der übrigen Festlegungen des Planes, insbesondere zu standardisierten Technikvorgaben und Planungsgrundsätzen, lassen sich in der Regel auf den bestehenden Raumordnungsplan zurückführen oder setzen diesen um. Eine Reihe von weiteren technischen Festlegungen findet aufgrund ihres Detaillierungsgrades keine Entsprechung im Raumordnungsplan, sondern ist Ausdruck der hier durchgeführten, insoweit eigenständigen Fachplanung. 1.3 Anwendungsbereich, Rechtsnatur und andere Instrumente Der Anwendungsbereich dieses Plans umfasst die räumliche Identifizierung der Offshore- Anlagen, die für Sammelanbindungen geeignet sind, sowie die räumliche Festlegung der Trassen für Seekabelsysteme und Standorte für Konverterplattformen in der deutschen AWZ der Nordsee. Die Netztopologie wird innerhalb der AWZ der Nordsee räumlich bestimmt und festgelegt. Zudem enthält der BFO standardisierte Technikvorgaben sowie Planungsgrundsätze, deren Zugrundelegung unerlässliche Voraussetzung für die Bestimmung des räumlichen Bedarfs sowie der Gesamtkoordination ist. Durch diese Vorgaben soll einerseits eine verlässliche Planungsgrundlage geschaffen, technischer Fortschritt jedoch nicht verhindert werden. Der BFO entspricht damit dem Charakter einer Fachplanung. Rechtlich verbindlich wird der BFO nach derzeit geltender Rechtslage durch die Sicherung im Rahmen einer aktualisierten AWZ Nordsee-ROV. Für die Fortschreibung dieser Verordnung ist das Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung (BMVBS) gemäß 17 Abs. 3 Satz 1 ROG zuständig. Das BSH hat Ende 2012 einen Evaluierungsbericht vorgelegt, der einen Fortschreibungsbedarf der Raumordnung in der AWZ in Bezug auf die Netzfachplanung darlegt. Ausdrücklich geregelt wurde im Zuge der EnWG-Novelle, dass der BFO für die Planfeststellungs- und Genehmigungsverfahren nach den Bestimmungen der SeeAnlV verbindlich ist. Der Anwendungsbereich des BFO erstreckt sich nach der gesetzlichen Kompetenzzuweisung des 17 Abs. 2a Satz 3 EnWG (a. F.) bzw. 17a Abs. 1 Satz 1 EnWG (n. F.) in räumlicher Hinsicht auf die deutsche AWZ. Eine über die Grenze der deutschen AWZ hinausgehende Festlegung der Trassen erfolgt daher nicht. Dem Umstand, dass sich insbesondere die in der AWZ räumlich festgelegten Trassen für Seekabelsysteme in ein bis zu den Netzverknüpfungspunkten an Land konsistentes Gesamtsystem einzufügen haben, wird durch das Einvernehmens- bzw. Abstimmungserfordernis mit der BNetzA, dem BfN sowie den Küstenländern für den Bereich der Nordsee Niedersachen und Schleswig-Holstein Rechnung getragen. Insoweit hat eine enge Abstimmung stattgefunden. Die Abstimmungsgespräche haben insbesondere die Festlegung der Grenzkorridore durch z. B. Streichung von zwei Grenzkorridoren im Laufe des Konsultationsverfahrens geführt und maßgeblich die Trassenführung innerhalb der AWZ beeinflusst.

11 Aufstellungsverfahren 9 Um eine konsistente Planung im Hinblick auf den landseitigen Netzausbau sicherzustellen, wird auf Forderung der BNetzA zusätzlich der durch die BNetzA im Dezember 2011 genehmigte Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Strom 2012 zugrunde gelegt. Der Szenariorahmen beinhaltet verschiedene energiewirtschaftliche Entwicklungspfade für Energieerzeugung und -verbrauch in Form der Szenarien A, B und C, wobei Szenario B das Leitszenario darstellt. Dementsprechend enthält dieser Plan eine gestaffelte räumliche Planung, d. h. zunächst eine Gesamtplanung bis zum Jahre 2030 und daraus abgeleitet eine auf das genehmigte Leitszenario B abgestimmte Planung bis zum Jahre Die vielfach im Rahmen des sogenannten Systemwechsels geforderte Festlegung der zeitlichen Realisierungsreihenfolge der Netzanschlusssysteme für Offshore-Windparks im Einzelnen wird nunmehr nach 17b EnWG (n. F.) erfolgen, wonach die Übertragungsnetzbetreiber jährlich zum 03. März, erstmalig zum 03. März 2013, der BNetzA einen Offshore-Netzentwicklungsplan (ONEP) für die AWZ und das Küstenmeer bis einschließlich der Netzverknüpfungspunkte an Land zur Bestätigung vorzulegen haben. Der ONEP wird auf der Grundlage des Szenariorahmens nach 12a EnWG unter Berücksichtigung der Festlegungen des jeweils aktuellen BFO erstellt und muss mit einer zeitlichen Staffelung alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Offshore-Anbindungsleitungen, die in den nächsten zehn Jahren für einen schrittweisen, bedarfsgerechten und wirtschaftlichen Ausbau sowie einen sicheren und zuverlässigen Betrieb der Offshore- Anbindungsleitungen erforderlich sind, enthalten. Darüber hinaus hat die BNetzA nach 17d Abs. 5 EnWG (n. F.) eine Festlegungskompetenz, wonach durch Festlegung nähere Bestimmungen zu Inhalt und Verfahren der Erstellung des ONEP, dessen Umsetzung sowie zeitlicher Abfolge und zum Verfahren zur Zuweisung und Übertragung von Anbindungskapazitäten getroffen werden können. Die Festlegung zum Verfahren zur Zuweisung und Übertragung von Anbindungskapazitäten erfolgt im Einvernehmen mit dem BSH. Der nach bisheriger Rechtslage geregelte Anbindungsanspruch nach 17 Abs. 2 EnWG (a. F.) des Windparkbetreibers wird durch das beschriebene neue Regime abgelöst. Die Aufstellung eines BFO für die AWZ der Ostsee wird in einem gesonderten Verfahren erfolgen. 2 Aufstellungsverfahren Zur Aufstellung des BFO für die AWZ der Nordsee führte das BSH im Rahmen einer Vorbereitungsphase zunächst Vorgespräche mit dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) der Nordsee sowie den Windparkbetreibern und -entwicklern, um Seegebiete zu identifizieren, die für Netzanschlusssysteme geeignet sind, und erarbeitete eine erste räumliche Planung. Zur räumlichen Sicherung der für die Realisierung der Netztopologie geeigneten Seegebiete hat das BSH nach 10 der Verordnung über Anlagen seewärts der Begrenzung des deutschen Küstenmeeres (Seeanlagenverordnung SeeAnlV) 6 am 15. Juni 2012 eine Veränderungssperre erlassen. Diese hat die Rechtsnatur einer Allgemeinverfügung und bewirkt, dass in den von der Veränderungssperre umfassten Seegebieten Offshore-Anlagen, die die Errichtung und den Betrieb der Netzinfrastruktur wegen ihrer Größe und Lage behindern können, nicht planfestgestellt, plangenehmigt oder genehmigt werden dürfen. Die Veränderungssperre gilt bis zur Sicherung des BFO über die Raumordnung bzw. zunächst maximal drei Jahre. Ausgenommen vom Anwendungsbereich der Veränderungssperre sind solche Offshore- 6 Gesetz vom , BGBl. I S. 57, zuletzt geändert durch Art. 1 Seeanlagen-NeuregelungsVO vom , BGBl. I S. 112.

12 10 Aufstellungsverfahren Anlagen, bei denen die öffentliche Bekanntmachung nach 2a SeeAnlV in der bis zum Ablauf des 30. Januar 2012 geltenden Fassung vor dem 31. Januar 2012 erfolgt ist und die damit als planungsrechtlich verfestigt gelten. Die Veränderungssperre wurde am 15. Juni 2012 im Verkehrsblatt, Heft 11, im amtlichen Bekanntmachungsblatt des BSH, den Nachrichten für Seefahrer (NfS), Ausgabe Nr. 24/12, der Frankfurter Allgemeinen Zeitung, Ausgabe Nr. 137, und der Welt, Ausgabe vom 15. Juni 2012, öffentlich bekannt gemacht. Zusätzlich wurde die Veränderungssperre auf der Internetseite des BSH 7 veröffentlicht und im Zeitraum vom 15. Juni 2012 bis 15. Juli 2012 an den Standorten Hamburg, Bernhard-Nocht-Straße 78, Raum 532, Hamburg und Rostock, Neptunallee 5, Bibliothek, Rostock, jeweils während der Dienstzeiten (Mo. Do. von 9.00 Uhr bis Uhr und Fr Uhr bis Uhr) zur Einsichtnahme öffentlich ausgelegt. Mit Schreiben vom 20. Juni 2012 versandte das BSH den ersten Entwurf des Netzplans sowie den Entwurf einer Gliederung des zugehörigen Umweltberichts an die Träger öffentlicher Belange, Verbände sowie weitere mögliche Betroffene mit der Gelegenheit zur Stellungnahme. Gleichzeitig notifizierte das BSH im Sinne des 14j UVPG die Dokumente gegenüber den offiziell benannten Kontaktstellen der Nordseeanrainerstaaten. In dem Beteiligungsverfahren sind insgesamt 51 Stellungnahmen eingegangen. Am 24. Juli 2012 fand auf Einladung des BSH ein erster Termin (Scoping-Termin) zur Besprechung des ersten Entwurfs des Netzplans sowie des Entwurfs der Gliederung des Umweltberichts zur Festlegung des Untersuchungsrahmens in Hamburg statt. Mit Schreiben vom 07. Dezember 2012 übersandte das BSH das Wortprotokoll nebst Anlagen an den Teilnehmerkreis des Scoping-Termins. Nach der Durchführung einer Vielzahl an Gesprächsterminen mit der Einvernehmensbehörde BNetzA, den Küstenländern, dem BfN, dem ÜNB für die Nordsee sowie Windparkbetreibern und -entwicklern ( Clustertreffen ) insbesondere zur Abstimmung der konkreten Trassenführung zu den Grenzkorridoren an der Grenze zur AWZ/12 sm-zone, wurde der Entwurf des Netzplans anhand der eingegangenen Stellungnahmen, der Ergebnisse des Scoping-Termins sowie der Ergebnisse der Abstimmungsgespräche überarbeitet. Die einzelnen Regelungsgegenstände wurden insoweit konkreter ausgearbeitet. Parallel führte das BSH eine strategische Umweltprüfung (SUP) durch. Mit Schreiben vom 28. September 2012 übersandte das BSH den überarbeiteten Entwurf des Netzplans sowie den Entwurf des Umweltberichts den Trägern öffentlicher Belange, insbesondere den Behörden, deren umwelt- und gesundheitsbezogener Aufgabenbereich durch den Plan berührt wird, mit der Bitte um Stellungnahme bis zum 02. November Der überarbeitete Entwurf des Netzplans und der zugehörige Entwurf des Umweltberichts wurden im BSH an den Standorten Hamburg, Bernhard-Nocht-Straße 78, Raum 532, Hamburg, und Rostock, Neptunallee 5, Bibliothek, Rostock, zur Einsichtnahme in der Zeit vom bis jeweils während der Dienstzeiten (Mo. Do. von 9.00 Uhr bis Uhr und Fr Uhr bis Uhr) öffentlich ausgelegt. In den NfS, Ausgabe 39, der Frankfurter Allgemeinen Zeitung und der Welt (jeweils Ausgabe vom 28. September 2012) machte das BSH die öffentliche Auslegung mit dem Hinweis bekannt, dass die Möglichkeit besteht, sich bis zum 29. November 2012 schriftlich, zur Niederschrift beim BSH, Bernhard-Nocht-Straße 78, Hamburg, oder per unter posteingang@bsh.de zu äußern. Gleichzeitig informierte das BSH die offiziell benannten Kontaktstellen der Nordseeanrainerstaaten über die öffentliche Bekanntmachung der Entwurfsdokumente und 7

13 Aufstellungsverfahren 11 übersandte diese per Schreiben vom 28. September 2012 mit der Gelegenheit zur Stellungnahme und Beteiligung der Öffentlichkeit bis zum 29. November Zur Besprechung des überarbeiteten Entwurfs des Plans sowie des Entwurfs des Umweltberichts fand am 30. Oktober 2012 nach öffentlicher Bekanntmachung in den bereits genannten Medien ein Anhörungstermins in Hamburg statt. In der zweiten Konsultationsrunde gingen insgesamt 45 Stellungnahmen beim BSH ein. Im Nachgang hierzu fanden erneut Gespräche mit dem BfN, den Küstenländern, der Wasserund Schifffahrtsverwaltung (WSD Nord und Nordwest), dem ÜNB sowie Projektgesellschaften von Offshore-Windparks bzw. von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen zur Abstimmung einzelner Fragestellungen und zur weiteren Ermittlung der möglichen Betroffenheit von öffentlichen und privaten Belangen statt. Am 13. November 2012 fand auf Einladung der Stiftung Offshore Windenergie ein Workshop zum Thema Seekabel zur Netzanbindung von Offshore-Windparks: Verlegetechnik, Mindestabstände und Risiken durch Ankerschäden statt. Mit Schreiben vom 14. Februar 2013 versandte das BSH das Wortlautprotokoll des Anhörungstermins nebst Anlagen an den Teilnehmerkreis. Im Zeitraum bis zum 07. Februar 2013 führte das BSH die finale Abstimmung mit den Küstenländern sowie dem BfN durch. Das formale Einvernehmensverfahren mit der BNetzA endete am 13. Februar Mit Schreiben vom 13. Februar 2013 erteilte die BNetzA das in 17 Abs. 2a Satz 3 EnWG (a. F.) bzw. 17a Abs. 1 Satz 1 EnWG (n. F.) vorausgesetzte Einvernehmen zum BFO 2012 und zum zugehörigen Umweltbericht. Der BFO und der Umweltbericht liegen ab dem 25. Februar 2013 im BSH an den Standorten Hamburg, Bernhard-Nocht-Straße 78, Raum 532, Hamburg, und Rostock, Neptunallee 5, Bibliothek, Rostock, zur Einsichtnahme jeweils während der Dienstzeiten (Mo.-Do. von 9.00 Uhr bis Uhr und Fr Uhr bis Uhr) für die Dauer eines Monats öffentlich aus. In den NfS, Ausgabe 8/13 vom 22. Februar 2013, der Frankfurter Allgemeinen Zeitung und der Welt (jeweils Ausgabe vom 22. Februar 2013 machte das BSH die öffentliche Auslegung bekannt. Eine Zusammenfassung des BFO und des Umweltberichts wird zudem den offiziell benannten Kontaktstellen der Nordseeanrainerstaaten bekannt gegeben. Nach 17 Abs. 2a Satz 3 EnWG (a. F.) bzw. 17a Abs. 1 Satz 1 EnWG (n. F.) ist eine jährliche Fortschreibung des BFO vorgesehen.

14 12 Einführung Zusammenfassende Übersicht der wesentlichen Verfahrensschritte: Erlass Veränderungssperre nach 10 SeeAnlV Erstellung Scoping-Unterlagen (vorläufiger Untersuchungsrahmen und erster Entwurf Netzplan) Scoping-Termin am 24. Juli 2012 Aufstellung Netzplan und Durchführung strategische Umweltprüfung (SUP) Anhörungstermin am 30. Oktober 2012 Frist zur Stellungnahme zu Entwurfsdokumenten 02. November bzw. 29. November 2012 Überarbeitung Netzplan und Umweltbericht im Zeitraum November 2012 bis Januar 2013 Abstimmungs- und Einvernehmensprozess bis Februar 2013 Veröffentlichung Bundesfachplan Offshore 22. Februar 2013 Fortschreibung (jährlich) 3 Einführung Der Aufbau einer strategisch geplanten Netztopologie für die Übertragung von Elektrizität ist von enormer Bedeutung für die Versorgung mit erneuerbaren Energien. Ein systematischer und effizienter Netzausbau ist unerlässliche Voraussetzung vor allem für den beschleunigten Ausbau der Offshore-Windenergie. Mit Zunahme der unterschiedlichen Nutzungen in der Nordsee wird der für Netzplanung und Netzrealisierung zur Verfügung stehende Raum stetig knapper. Um die für die Netztopologie notwendigen Trassen und Standorte im BFO verbindlich festzulegen, erhielt das BSH den gesetzlichen Auftrag, die Netzanschlusssysteme im Sinne eines koordinierten, aufeinander abgestimmten Gesamtsystems innerhalb der AWZ räumlich zu planen. In den folgenden Kapiteln werden die einzelnen Regelungsgegenstände des 17 Abs. 2a Satz 3 und 4 EnWG bzw. 17a Abs. 1 Nr. 1 bis 9 EnWG (n. F.) näher dargestellt. Der Aufbau orientiert sich dabei an den gesetzlichen Vorgaben: Identifizierung von Offshore-Anlagen (Offshore-Windparks), die für Sammelanbindungen geeignet sind (Kapitel 4), Standorte für Konverterplattformen (Kapitel 0), Trassen für Gleichstrom-Seekabelsysteme (Kapitel 5.2) Trassen für Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattformen mit den Umspannwerken der Offshore-Windparks (Kapitel 5.3), Trassen für grenzüberschreitende Seekabelsysteme (Kapitel 6) sowie Darstellungen von möglichen Verbindungen untereinander, die zur Gewährleistung der Systemsicherheit beitragen können und mit einem effizienten Netzausbau vereinbar sind (Kapitel 7).

15 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen 13 4 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Gemäß 17 Abs. 2a Satz 3 EnWG (a. F.) bzw. 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 EnWG (n. F.) sind Offshore-Anlagen zu identifizieren, welche für Sammelanbindungen geeignet sind. Nach der Definition des 3 Nr. 9 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien- Gesetz EEG) 8 ist unter Offshore-Anlage eine Windenergieanlage zu verstehen, die auf See in einer Entfernung von mindestens drei Seemeilen von der Küste errichtet wird. Mehrere Offshore-Windenergieanlagen (in der Regel 80 Windenergieanlagen) bilden einen Offshore-Windpark. Im Rahmen der Identifizierung von Offshore-Windparks, die für Sammelanbindungen geeignet sind, werden in Bezug auf den Planungshorizont in erster Linie diejenigen Windparks in der AWZ der Nordsee identifiziert, welche nach der dem BSH zur Verfügung stehenden Informationsgrundlage grundsätzlich dazu geeignet sind, eine Gesamtleistung in einer Größenordnung von etwa 21 GW einzuspeisen und demzufolge das Potential haben, die Ziele der Bundesregierung bereits zu einem großen Teil abzubilden. Die Abbildung der Offshore- Windparks mit einer Gesamtleistung von 21 GW ist notwendige Voraussetzung, um eine systematische und aufeinander abgestimmte räumliche Planung der Netztopologie in der Nordsee sicherstellen zu können. Um die von vielen Konsultationsteilnehmern, insbesondere von der Einvernehmensbehörde, geforderte Konsistenz mit der Onshore-Netzplanung herzustellen, wird zusätzlich in Übereinstimmung mit dem durch die BNetzA im Dezember 2011 genehmigten und dem Netzentwicklungsplan Strom 2012 zugrunde liegenden Szenariorahmen das dort genehmigte Leitszenario B mit einer installierten Erzeugungsleistung aus Offshore-Wind von insgesamt 12,9 GW bis zum Jahre 2022 als Planungshorizont zugrunde gelegt. 4.1 Planungshorizont Ziele der Bundesregierung Die Offshore-Windenergie hat in der Klimaschutzstrategie der Bundesregierung eine besondere Bedeutung. Bereits nach der Strategie der Bundesregierung zum Ausbau der Windenergienutzung auf See aus dem Jahre 2002 soll der Anteil der Windenergie am Stromverbrauch innerhalb der nächsten drei Jahrzehnte auf mindestens 25% anwachsen. Nach dem Energiekonzept der Bundesregierung vom 28. September 2010 soll der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis zum Jahre 2020 auf 35% und bis zum Jahr 2050 auf 80% ansteigen. Im Zuge der in 2011 beschlossenen Energiewende hat der Wechsel in das Zeitalter der erneuerbaren Energien zusätzlich an Bedeutung gewonnen. Am 06. Juni 2011 hat die Bundesregierung ein Energiepaket beschlossen, welches die Maßnahmen des Energiekonzepts ergänzt und deren beschleunigte Umsetzung zum Ziel hat. Die Umsetzung der Maßnahmen und der Beschleunigungsgedanke haben bislang vor allem legislativ Niederschlag gefunden. Einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung dieser Ziele soll dabei der Ausbau der Offshore- Windenergie leisten. Ziel ist es, bis 2030 eine Leistung von insgesamt 25 GW in Nord- und Ostsee zu installieren. Gleichzeitig sollen nach dem Energiekonzept der Bundesregierung die CO 2 -Emissionen um 40% bis 2020 bzw. mindestens 80% bis 2050 reduziert werden, wozu die Steigerung des Anteils der Offshore-Windenergie an der Stromversorgung in erheblichem Maße beitragen soll. Die in dem Energiekonzept der Bundesregierung genannten Ziele zum Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung sind in 1 Abs. 2 EEG mit Wirkung zum Gesetz vom 25. Oktober 2008, BGBl. I S. 2074, zuletzt geändert durch Art. 1 Gesetz zur Änderungen im Recht der erneuerbaren Energien vom 17. August 2012, BGBl. I S

16 14 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Januar 2012 gesetzlich festgelegt worden. Danach soll der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2020 auf mindestens 35%, bis 2030 auf mindestens 50%, bis 2040 auf mindestens 65% und bis 2050 auf mindestens 80% erhöht werden. Diese Ziele lassen sich ohne Gewinnung von Windenergie auf dem Meer voraussichtlich nicht erreichen. Dementsprechend sollen 25 GW Erzeugungsleistung aus Offshore-Windenergie bis zum Jahr 2030 realisiert werden. 9 Auf Grundlage der Informationen, die dem BSH nach aktuellem Stand zur Verfügung stehen, wird davon ausgegangen, dass es zur Erfüllung der Ziele der Bundesregierung der Realisierung von Offshore-Windparks in der AWZ der Nordsee bedarf, die das Potential haben, eine installierte Erzeugungsleistung in der Größenordnung von 21 GW zu erreichen Genehmigter Szenariorahmen der Bundesnetzagentur Der von der BNetzA genehmigte Szenariorahmen nach 12a EnWG stellt die Basis für die Erstellung des Netzentwicklungsplans Strom 2012 dar. Der Szenariorahmen bildet in den Szenarien A, B und C verschiedene, u.a. an den energiepolitischen Zielen der Bundesregierung bzw. der Länder orientierte wahrscheinliche nationale energiewirtschaftliche Entwicklungen der Energieerzeugung und des Energieverbrauchs bezogen auf die nächsten 10 Jahre ab. Mit Bescheid von Dezember 2011 genehmigte die BNetzA drei Szenarien, wobei Szenario B als Leitszenario die zentrale Referenzentwicklung abbildet. Das Leitszenario B geht von einer Kapazität für Offshore-Windenergie von insgesamt 12,9 GW bis zum Jahr 2022 aus. In Übereinstimmung mit Leitszenario B enthält dieser Plan daher zusätzlich eine räumliche Darstellung der Planungen für Offshore-Windparks bis zu einer Gesamtleistung in einer Größenordnung von ca. 11,7 GW bis Räumliche Bestimmung der Cluster und angenommene Leistung Nach 17 Abs. 2a Satz 2 EnWG (a. F.) bzw. 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 EnWG (n. F.) sind die Anbindungsleitungen für Offshore-Anlagen in der Regel als Sammelanbindungen auszuführen. Die Bestimmung der räumlichen Lage der Offshore-Windparks erfolgt daher durch Bestimmung sog. Cluster. Darunter sind Offshore-Windparks zu verstehen, die regelmäßig in einem räumlichen Zusammenhang stehen. Besonders zu berücksichtigen sind hier die Cluster, die sich in durch die im Raumordnungsplan festgelegten Vorranggebieten für Windenergie befinden. Insoweit wird auf den Raumordnungsplan für die AWZ der Nordsee Bezug genommen. Bei der Aufstellung dieses Plans werden darüber hinaus und bei Betrachtung der Einzelvorhaben grundsätzlich solche Offshore-Windparkprojekte im Rahmen der räumlichen Planung einbezogen, welche a) auf der Grundlage bestandskräftiger Genehmigungen bereits gebaut werden, b) bestandskräftige bzw. vollziehbare Genehmigungen aufweisen, oder c) beantragte Vorhaben, die jeweils nach der derzeitigen Antragslage grundsätzlich geeignet erscheinen, die Voraussetzungen der Vorschriften der SeeAnlV in der jeweils zur Anwendung gelangenden Fassung zu erfüllen. Das bedeutet, dass hinsichtlich der beantragten Offshore-Windparks solche Vorhaben einbezogenen werden, bei denen nach dem bisherigen Sachstand keine gravierenden Zulassungsprobleme im Hinblick auf die Überprüfung ggf. entgegenstehender überwiegender öffentlicher Belange erkennbar geworden sind. 9 Beschlüsse des Bundeskabinetts zur Energiewende vom 6. Juni 2011 i.v.m. Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung vom 28. September 2010, S. 9, abrufbar unter:

17 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen 15 Somit werden lediglich die küstennäheren Vorhaben bis zur raumordnerisch festgelegten Schifffahrtsroute 10 in die Planung einbezogen. Es wird davon ausgegangen, dass diese küstennäheren Vorhaben den Planungshorizont, d.h. die Ziele der Bundesregierung sowie das durch die BNetzA in 2011 genehmigte Leitszenario B 2022, bereits vollständig abbilden können. Dabei wird angenommen, dass sich eine systematisch angelegte Fachplanung an der im Entstehen befindlichen Netzinfrastruktur orientiert und das Gesamtsystem modular aufbaut und vernetzt, um insgesamt effizient aufgestellt und betrieben werden zu können. Eine weitergehende räumliche Planung, die sich küstenfern und weit entfernt von der sich entwickelnden Netzinfrastruktur abspielt, ohne dass dies durch den vorgegebenen Planungshorizont erforderlich wäre, würde somit eine raumordnerisch unerwünschte Vorratsplanung darstellen, was mit der Leitlinie der sparsamen Flächeninanspruchnahme nicht vereinbar wäre Einbezogene Cluster und angenommene Leistung Nach Durchführung der zweiten Konsultation des Entwurfs des Netzplans sowie auf Grundlage der dem BSH im Rahmen der Einzelzulassungsverfahren für Offshore-Windparks vorliegenden Angaben der Windparkbetreiber und -entwickler werden in diesem Plan insgesamt 13 Cluster identifiziert, die für Sammelanbindungen geeignet sind. Die im Rahmen dieses Plans einbezogenen Cluster sind zur besseren Übersicht mit den Ziffern 1 bis 13 durchnummeriert. Übersichten zu genehmigten Nutzungen und Schutzgebieten sowie raumordnerisch festgelegten Gebieten sind in Kapitel 10 (Anlagen) zu finden. In räumlicher Hinsicht sowie in Bezug auf die für die räumliche Planung zwingend zu ermittelnde angenommene Installationsleistung stellen sich die Cluster wie folgt dar: Cluster 1 befindet sich zwischen den Verkehrstrennungsgebieten German Bight Western Approach und Terschelling German Bight. In dem raumordnerisch festgelegten Vorranggebiet für Windenergie Nördlich Borkum liegen ein genehmigter ( Borkum Riffgrund West ), ein planungsrechtlich verfestigter ( OWP West ) und ein beantragter Offshore- Windpark. Das Cluster ist nördlich des FFH-Gebiets Borkum Riffgrund angesiedelt. Östlich des Clusters liegt das Vorranggebiet 3 für Schifffahrt. Auf der westlichen Seite des Clusters verläuft die AWZ-Grenze zu den Niederlanden. In diesem Cluster wird von einer installierten Leistung von 900 MW ausgegangen. Cluster 2 liegt nordöstlich des FFH-Gebietes Borkum Riffgrund und wird im nordöstlichen Bereich durch die Rohrleitung Norpipe begrenzt. Nach Süden bzw. Norden ist es durch die parallel zu den Verkehrstrennungsgebieten liegenden Vorbehaltsgebiete für Schifffahrt begrenzt. Entsprechendes gilt für die östliche Seite. Das Cluster mit insgesamt fünf genehmigten Vorhaben liegt in dem raumordnerisch festgelegten Vorranggebiet für Windenergie Nördlich Borkum. Der Windpark alpha ventus mit zwölf 5-MW-Anlagen ist im Probebetrieb. Der Windpark Borkum West II mit 80 WEA (mit einer Leistung von jeweils 5 MW) wird derzeit errichtet. In diesem Cluster befinden sich zudem die genehmigten Windparks MEG Offshore 1, Borkum Riffgrund 1 und Borkum Riffgrund II. Es wird von einer Gesamtanschlussleistung von MW ausgegangen, wovon 860 MW bereits genehmigt ( DolWin1 und DolWin alpha ) bzw. gebaut ( alpha ventus ) sind. Eine weitere Anbindungsleitung mit 900 MW ist derzeit geplant ( DolWin3 und DolWin gamma ). Cluster 3 befindet ebenfalls zwischen den beiden Verkehrstrennungsgebieten westlich des raumordnerisch festgelegten Vorranggebietes für Rohrleitungen Europipe 2. Die westliche Hälfte des Clusters ist Vorranggebiet für Windenergie ( Nördlich Borkum ). Durch das Cluster verläuft in nordöstlicher Richtung die Rohrleitung Europipe 1, die durch entsprechende Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Rohrleitungen gesichert ist. In diesem Cluster befinden sich die genehmigten Vorhaben Delta Nordsee 1, Delta Nordsee 2, Innogy Nordsee 1, Gode

18 16 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Wind I und Gode Wind II sowie die planungsrechtlich verfestigten Vorhaben Innogy Nordsee 2 und Innogy Nordsee 3 und ein beantragtes Verfahren. Im Cluster wird mit einer Netzanschlussleistung von MW gerechnet. Ein Netzanschluss mit einer Leistung von 900 MW ( DolWin2 und DolWin beta ) ist durch den ÜNB bereits vergeben worden. Cluster 4 ist ca. 22 km nördlich von Helgoland angesiedelt. An der östlichen Seite grenzt es an das Vogelschutzgebiet Östliche deutsche Bucht. Das Cluster entspricht dem im Raumordnungsplan festgelegten Vorranggebiet Windenergie Südlich Amrumbank. In Cluster 4 befinden sich die genehmigten Offshore-Windparks Meerwind (im Bau), Nordsee Ost (im Bau) und Amrumbank West sowie ein beantragtes Vorhaben. In dem Cluster ist ein Netzanschluss mit einer Leistung von 576 MW genehmigt ( HelWin1 und HelWin alpha ) und eine Leistung von 690 MW ( HelWin2 und HelWin beta ) vom ÜNB vergeben worden. Cluster 5 liegt westlich von Sylt im bzw. am Rand des FFH-Gebiets Sylter Außenriff. Cluster 5 umfasst die vier genehmigten Vorhaben Butendiek, DanTysk, Nördlicher Grund und Sandbank 24. Im Cluster wird ein Netzanschluss mit einer Leistung von 1764 MW vorgesehen, wovon 864 MW (Konverterplattform SylWin alpha ) durch den ÜNB bereits vergeben worden sind. Das Vorhaben DanTysk plant, Ende des Jahres 2012 mit dem Bau zu beginnen. Cluster 6 befindet sich nördlich des Verkehrstrennungsgebietes German Bight Western Approach. In östlicher Richtung wird das Cluster durch das Vorbehaltsgebiet Schifffahrt 12 und in nördlicher Richtung durch die Schifffahrtsroute 6 begrenzt. Westlich des Clusters verläuft die AWZ-Grenze zu den Niederlanden. In Cluster 6 wird der Windpark BARD Offshore 1 mit 80 WEA mit einer Leistung von jeweils 5 MW bereits gebaut. Die beiden Vorhaben Veja Mate und Deutsche Bucht sind genehmigt, ein weiteres Vorhaben ist beantragt. In diesem Cluster sind Netzanschlüsse mit einer Leistungen von 1200 MW genehmigt ( BorWin1 und BorWin alpha und BorWin2 und BorWin beta ) bzw. BorWin alpha bereits errichtet. An den Anschluss BorWin2 und BorWin beta wird zusätzlich der im Bau befindliche Offshore- Windpark Global Tech I aus Cluster 8 mit einer Leistung von 400 MW angeschlossen. Für das Cluster wird auf dieser Grundlage eine Gesamtleistung von MW angenommen. Cluster 7 liegt nördlich des Verkehrstrennungsgebiets German Bight Western Approach. Es wird westlich durch das Vorbehaltsgebiet Schifffahrt 12 und nordöstlich durch das Vorbehaltsgebiet für Rohrleitungen ( Norpipe ) begrenzt. In Cluster 7 befindet sich das genehmigte Vorhaben EnBW He Dreiht sowie drei weitere beantragte Vorhaben. In dem Cluster wird eine Gesamtanschlussleistung von MW vorgesehen. Cluster 8 entspricht dem im Raumordnungsplan festgelegten Vorranggebiet Windenergie Östlich Austerngrund. Westlich wird das Cluster durch das Vorbehaltsgebiet für Rohrleitungen (Europipe 1) begrenzt, östlich und nördlich durch die Schifffahrtsrouten 4, 5 und 6. Im Cluster befinden sich drei genehmigte Offshore-Windparks. Global Tech I mit 80 WEA und einer Leistung von jeweils 5 MW wird bereits gebaut und an den genehmigten Netzanschluss BorWin2 und BorWin beta im Cluster 6 angeschlossen. EnBW Hohe See mit 80 WEA und Albatros mit 79 WEA sind genehmigt. Für das Cluster wird ein Netzanschluss mit einer Leistung von 900 MW angenommen. Cluster 9 wird von den Schifffahrtsrouten 6 und 10 sowie dem Vorbehaltsgebiet für Rohrleitungen ( Norpipe ) umgeben. In dem Cluster liegen drei Anträge für die Errichtung und den Betrieb von Offshore-Windparks vor. Für das Cluster werden Netzanschlüsse mit einer Leistung von 1800 MW vorgesehen. Cluster 10 liegt zwischen den Schifffahrtsrouten 4, 6 und 10 sowie dem Vorbehaltsgebiet Rohrleitung ( Europipe 1 ). Im Cluster liegen der planungsrechtlich verfestigte Windpark Kaikas sowie zwei weitere Vorhaben. In dem Cluster wird ein Netzanschluss mit einer Leistung von 900 MW vorgesehen. Ggf. in dem Cluster anfallende Überkapazitäten können über Cluster 9 mit abgeführt werden.

19 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen 17 Cluster 11 wird durch die Schifffahrtsrouten 4, 5, und 6, das grenzüberschreitende Seekabelsystem NorNed sowie das FFH-Gebiet Sylter Außenriff begrenzt. In dem Cluster 11 liegen Anträge für die Errichtung und den Betrieb von drei Offshore-Windparks vor. In dem Cluster wird eine Netzanschlussleistung von MW angenommen. Cluster 12 ist von den Schifffahrtsrouten 4 und 10 und der grenzüberschreitenden Stromleitung NorNed umgeben. Im Cluster sind fünf Vorhaben beantragt. Für das Cluster wird eine Gesamtanschlussleistung von MW angenommen. Cluster 13 wird durch die Schifffahrtsroute 10, das FFH-Gebiet Sylter Außenriff sowie das Hauptverbreitungsgebiet für Seetaucher begrenzt. Im Cluster 13 sind insgesamt vier Anträge für die Errichtung und den Betrieb von Offshore-Windparks beim BSH anhängig. Für den Netzanschluss wird eine Gesamtleistung von MW angenommen Kartographische Darstellung der einbezogenen Cluster Abbildung 1: Cluster für Offshore Windparks Nicht einbezogene Cluster Vorhaben mit Zulassungshindernis Im Rahmen dieses Plans werden solche Vorhaben, bei denen im Zulassungsverfahren nach den Vorschriften der SeeAnlV dauerhafte Zulassungshindernisse erkennbar geworden sind, nicht mit einbezogen. Das heißt, es werden auch solche Vorhaben nicht in die Planung aufgenommen, bei denen im Zulassungsverfahren entgegenstehende öffentliche Belange erkennbar geworden sind und damit Zweifel an der Zulassungsfähigkeit dieser Vorhaben bislang nicht ausgeräumt werden konnten. Dies sind zum einen solche beantragten, nicht genehmigten Vorhaben, die im sog. Hauptverbreitungsgebiet für Seetaucher liegen.

20 18 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Eine Karte des Hauptkonzentrationsgebiets ist in Kapitel 10 (Anlagen) enthalten. Das Hauptkonzentrationsgebiet liegt insgesamt betrachtet größtenteils in der AWZ und überlagert sich überwiegend mit dem Vogelschutzgebiet Östliche Deutsche Bucht sowie dem FFH- Gebiet Sylter Außenriff. Nach dem Positionspapier des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) vom 09. Dezember 2009 zur kumulativen Bewertung des Seetaucherhabitatverlusts durch Offshore-Windparks in der deutschen AWZ der Nord- und Ostsee wurde als Grundlage für die Zulassungsverfahren ein neues Bewertungsverfahren eingeführt. Von Bedeutung sind in der AWZ der Nordsee insbesondere die Stern- und Prachttaucher (Gavia stellata und Gavia arctica). Entsprechend der Anforderungen des Art. 5 der Vogelschutz-Richtlinie (VS-RL) i.v.m. Anhang I VS-RL und der 44ff. Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege (Bundesnaturschutzgesetz BNatSchG) 10 sind Tötungen und erhebliche Störungen der nach diesen Bestimmungen geschützten Arten unzulässig. Zudem stellt deren Gefährdung einen Versagungsgrund nach 5 Abs. 6 Nr. 2 SeeAnlV bzw. 3 Satz 1 Nr. 1 SeeAnlV (a. F.) im Rahmen des Zulassungsverfahrens dar. Da bisherige Untersuchungen in ausländischen Offshore-Windparks sowie die Auswertung verschiedener Zählungen von Seetauchern (Stern- und Prachttaucher) von Schiffen und von Flugzeugen in Forschungsprojekten und Einzelverfahren seit dem Jahr 2000 gezeigt haben, dass die Errichtung von Offshore-Windparks zu einer Verdrängung der Seetaucher aus den betroffenen Gebieten führt, hat das BMU einen fachlich begründeten Ansatz zum Schutz der Seetaucher in Form eines Bewertungsverfahrens im Hinblick auf die Nutzung der deutschen AWZ durch Windenergieanlagen im Rahmen der Zulassungspraxis erarbeitet. Danach ist ein an den Anforderungen der nationalen und internationalen gesetzlichen Vorgaben ausgerichteter Schutz der Seetaucher dadurch zu erreichen, dass in dem identifizierten und abgegrenzten Gebiet mit besonderer populationsbiologischer Bedeutung über die bis zum Jahre 2009 genehmigten Windparks hinaus keine weiteren mehr genehmigt werden. Als Ergebnis aus der Arbeitsgruppe Seetaucher wurde zur Sicherung der Seetaucherpopulationen deshalb auf der Basis der Seetaucherdichten ein nach wissenschaftlichen Kriterien abgegrenztes sogenanntes Hauptkonzentrationsgebiet identifiziert, welches zukünftig als qualitatives Kriterium bei der Bewertung der kumulativen Auswirkungen hinsichtlich des Habitatverlusts für Seetaucher herangezogen wird. Diesem Bewertungsansatz folgend wurden solche Vorhaben in die Planung einbezogen, die bis 2009 bereits genehmigt wurden und beantragte Vorhaben, die außerhalb des identifizierten Hauptkonzentrationsgebiets liegen und bei denen auf der Grundlage der aktuellen Erkenntnisse nicht von einem zusätzlichen Habitatverlust auszugehen ist. Die endgültige Klärung der Frage, ob die Vorhaben in diesen Gebieten realisiert werden können, bleibt dem einzelnen Zulassungsverfahren und den in diesem Zusammenhang jeweils erforderlichen Verfahrensschritten vorbehalten. Zum anderen werden solche Vorhaben, die im Bereich nördlich des Verkehrstrennungsgebietes German Bight Western Approach in militärischen Übungsgebieten im sog. Flugwarn- und Übungsgebiet ED-D44 11 und ED-D46 liegen, nicht in die Planung aufgenommen Die in diesen Bereichen beantragten Windpark-Projekte (insgesamt 10) befinden sich zwar in einem noch frühen Verfahrensstadium. Lediglich bei vier der beantragten Vorhaben fand am 29. September 2010 nach Durchführung einer ersten Beteiligungsrunde eine Antragskonferenz 10 Gesetz vom 29. Juli 2009, BGBl. I S. 2542, zuletzt geändert durch Art. 5 Pflanzenschutz-Neuordnungsgesetz vom , BGBl. I S Erläuterung Nomenklatur ED-D gemäß Luftfahrthandbuch Deutschland herausgegeben von der Deutschen Flugsicherung, Kapitel Air Information Puplication (AIP): E = Europe; D = Deutschland; D = Danger (Warngebiet); 44, 46 etc. = fortlaufende Gebietsnummerierung.

21 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen 19 statt. Im Rahmen dieser Konsultation ist jedoch bereits erkennbar geworden, dass auf der Grundlage der derzeitigen Erkenntnisse überwiegende öffentliche Belange im Zulassungsverfahren bislang nicht ausgeräumt werden konnten. Nach 5 Abs. 6 Nr Alt. SeeAnlV handelt es sich bei der Sicherheit der Landes- und Bündnisverteidigung im Rahmen der Planfeststellungsverfahren um einen abwägungsfesten Belang. Danach darf der Plan für Offshore-Windparkvorhaben nur dann festgestellt werden, wenn die Sicherheit der Landes- und Bündnisverteidigung nicht beeinträchtigt wird. Die Übungsgebiete ED-D 44 und ED-D 46 werden nach Angaben des Bundesministeriums für Verteidigung für militärische Übungs-, Ausbildungs- und Erprobungszwecke über die volle Ausdehnung der Gebiete genutzt. Ein Ausweichen auf andere Gebiete im Küstenmeer und der AWZ oder eine Einschränkung des Gebiets auf Bereiche, in welchen keine Windpark- Planungen vorliegen, sei nicht möglich. Es besteht allerdings die Möglichkeit, dass sich im Laufe der nächsten Zeit die in diesem Abschnitt genannte Bewertung ändert, weil sich beispielsweise potenzielle Zulassungshindernisse in Einzelverfahren als überwunden erweisen könnten. Insoweit wird auf etwaige Entwicklungen im Rahmen eines Monitorings und der Fortschreibung dieses Plans entsprechend reagiert Küstenferne Cluster Cluster, die räumlich betrachtet im Bereich nordwestlich der raumordnerisch festgelegten Schifffahrtsroute 10 in 180 km bis 240 km Küstenentfernung liegen, werden in diesem Plan im Rahmen des vorgegebenen Planungshorizonts bis 2030 nach Maßgabe der allgemeinen Darlegungen unter Kapitel 4.2 nicht mit einbezogen. Dem liegen folgende konkretisierende Erwägungen zugrunde: Grundsätze der Raumordnung Leitlinie 2.4 des Raumordnungsplans für die AWZ der Nordsee erfordert eine sparsame Flächeninanspruchnahme und Mehrfachnutzung des Raumes Leitlinie 2.4 erfordert eine sparsame Flächeninanspruchnahme und Mehrfachnutzung des Raumes. Diese Leitlinie stimmt mit den Grundsätzen des ROG überein. In Grundsatz Nr. 2 des 2 Abs. 2 ROG heißt es u. a: Siedlungstätigkeit ist räumlich zu konzentrieren, sie ist vorrangig auf vorhandene Siedlungen mit ausreichender Infrastruktur und auf Zentrale Orte auszurichten. Der Freiraum ist durch übergreifende Freiraum-, Siedlungs- und weitere Fachplanungen zu schützen; es ist ein großräumig übergreifendes, ökologisch wirksames Freiraumverbundsystem zu schaffen. Die weitere Zerschneidung der freien Landschaft und von Waldflächen ist dabei so weit wie möglich zu vermeiden; die Flächeninanspruchnahme im Freiraum ist zu begrenzen. Dieser Grundsatz und die Leitlinie des Raumordnungsplans AWZ Nordsee sind in diesen Plan zu übertragen. In den unter Kapitel beschriebenen küstennäheren Clustern befinden sich Vorhaben, die bereits gebaut werden, genehmigt sind bzw. hinsichtlich der formalen Verfahrensschritte regelmäßig weiter fortgeschritten sind. Es ist sinnvoll, insbesondere die Cluster, in denen bereits gebaut wird, weiter zu entwickeln, um auch Erfahrungen zu Umwelt und Baugrundverhältnissen sowie weitere mögliche Synergien wie etwa Redundanzen effektiv nutzen zu können. Eine Weiterentwicklung von Projekten, die mindestens ca. 180 km (Luftlinie) von der Küste entfernt liegen, würde zu einer Zerschneidung der gesamten Fläche der Nordsee führen.

22 20 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Vorrangige Beplanung der im Raumordnungsplan für die AWZ der Nordsee festgelegten Vorranggebiete für Windenergie Darüber hinaus werden im Raumordnungsplan für die AWZ der Nordsee drei Vorranggebiete ( Nördlich Borkum, Südlich Amrumbank und Östlich Austerngrund ) ausgewiesen, welche bis zu maximal 120 km von der Küste entfernt liegen. Damit hat der Verordnungsgeber die grundsätzliche Entscheidung getroffen, diese überwiegend im küstennäheren Bereich liegenden Gebiete vorrangig mit Windenergie zu beplanen und damit auch primär zu entwickeln. Dies bedeutet zwar nicht, dass in den übrigen Gebieten keine Windparkplanungen beantragt und verwirklicht werden können, allerdings würde eine vorrangige Weiterentwicklung von Vorhaben, die weit von den ausgewiesenen Vorranggebieten entfernt liegen, diese genannte Wertung nicht berücksichtigen. Küstennähe nach 4 Abs. 4 SeeAnlV i.v.m. 9 Abs. 1a Satz 2 Nr. 2 Seeaufgabengesetz Dass die Küstennähe im Rahmen der Planung von Offshore-Windparks in der AWZ entscheidend ist, ergibt sich systematisch zudem aus 4 Abs. 4 SeeAnlV in Verbindung mit 9 Abs. 1a Satz 2 Nr. 2 Gesetz über die Aufgaben des Bundes auf dem Gebiet der Seeschifffahrt Seeaufgabengesetz (SeeAufgG). 12 Danach kann das Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie Kriterien für die Reihenfolge der Bearbeitung der Anträge durch die Planfeststellungsbehörde mit dem Ziel festlegen, dass Offshore- Windparks zügig an das Stromnetz angeschlossen werden können. Für die Kriterien maßgeblich ist insoweit insbesondere die Nähe zur Küste und zu Stromnetzen. Nach der Begründung der Verordnung soll dies nicht nur eine gewisse Steuerung der Windparkplanungen, sondern auch eine Konzentration auf die Vorhaben ermöglichen, die voraussichtlich am schnellsten verwirklicht werden können und damit am schnellsten Strom in das Netz einspeisen können. Dies sind aus vielen weiteren, in ihrer Gesamtheit zu betrachtenden Gründen die Vorhaben, die sich in den küstennäheren Bereichen der AWZ befinden. Auch, wenn die genannten und entsprechenden Kriterien derzeit nicht öffentlich bekannt gemacht sind, so ist der verordnungsgeberischen Wertung zu entnehmen, dass die Küstennähe bei der Planung eine entscheidende Rolle spielen soll. Belastbare Datengrundlage zu Umwelt- und Baugrundverhältnissen Die Beplanung der küstennäheren Bereiche der AWZ ist insbesondere deshalb gerechtfertigt, weil umfassende Erfahrungen zu Umwelt- und Baugrundverhältnissen für einen Großteil des Bereichs nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 fehlen und die möglichen Auswirkungen der Installation von Netzanschlusssystemen in Wassertiefen von bis zu 60 m nur schwer abgeschätzt werden können. Für diese Bereiche kann im Vergleich zu den Bereichen der küstennäheren Cluster, insbesondere in den nach dem Raumordnungsplan der AWZ der Nordsee ausgewiesenen Vorranggebieten für Windenergie, nicht eingeschätzt werden, ob Biotoptypen nach 30 BNatSchG vorkommen, so dass eine entsprechende Bewertung im Rahmen der strategischen Umweltprüfung nicht vorgenommen werden kann (vgl. Entwurf Umweltbericht, Kapitel 2 und 8.2.) Zwar gilt dies auch für einige Bereiche südöstlich der Schifffahrtsroute 10, welche noch nicht sehr weit entwickelt sind z. B. zum Teil Cluster 12 sowie Cluster 13. Aus diesem Grund ist jedoch gerade gerechtfertigt, dass solche Cluster entwickelt werden, die sich bereits im Bau 12 In der Fassung der Bekanntmachung vom 26. Juli 2002, BGBl. I S. 2876, zuletzt geändert durch Art. 2 Gesetz zur Änderung des SeefischereiG und des SeeaufgabenG vom , BGBl. I S

23 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen 21 befinden, mit dem Bau begonnen haben oder genehmigt sind und sich in unmittelbarer Nähe zu diesen Vorhaben befinden. Dies hat den entscheidenden Vorteil, dass Erfahrungen zu Umweltund Baugrundverhältnisse effektiv und effizient genutzt werden können. Das BSH hat kürzlich das Programm im Rahmen eines Projektes im Auftrag des BfN zur flächendeckenden Erfassung (Kartierung) der Ablagerungen am Meeresboden (Sedimente) in Nord- und Ostsee gestartet. Die Sedimente werden dabei in einer räumlichen Auflösung von einem Meter erfasst. Damit wird das BSH zukünftig eine Datenbasis für die Erstellung von flächendeckenden Biotopkarten liefern können. Auch die in diesem Zusammenhang gewonnenen Erkenntnisse werden im Rahmen des schrittweisen Netzausbaus effektiv eingearbeitet. Selbiges gilt auch für die Ergebnisse einiger punktuell vorhandener Umweltverträglichkeitsstudien. Nach dem Gesagten sind solche Vorhaben in die Planung aufgenommen worden, bei welchen die Festlegungen des Netzplans nach der vorliegenden Datengrundlage insbesondere hinsichtlich möglicher erheblicher Auswirkungen auf die Meeresumwelt sowie die Baugrundverhältnisse auf der Ebene der strategischen Planung beschrieben und bewertet werden können (vgl. dazu Kapitel 2 des Umweltberichts). Ziele des 1 EnWG: sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität Die Bereitstellung des Netzanschlusses für Offshore-Windparks stellt eine der größten Herausforderungen des Ausbaus der Offshore-Windenergie dar. Aufgrund der systematischen Stellung des 17 Abs. 2a EnWG (a. F.) bzw. 17a EnWG (n. F.) zu den Anforderungen des BFO im EnWG hat die Aufstellung und jährliche Fortschreibung in Übereinstimmung mit dem Zweck des 1 EnWG zu erfolgen. Nach 1 Abs. 1 EnWG ist u.a. Zweck des Gesetzes eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht. Aufgrund der noch nicht ausreichend vorliegenden Erfahrung hinsichtlich der Errichtung und des Betriebs von Netzanschlusssystemen für Windparks im Offshore-Bereich, der noch nicht vollumfänglich gegebenen technischen Standardisierung sowie der lediglich begrenzt zur Verfügung stehenden Ressourcen stellt dieser eine große Herausforderung für alle Beteiligten dar. Beispielhaft sind folgende Gründe zu nennen: Neue Technologie Die in der Nordsee nach dem Anbindungskonzept des ÜNB regelmäßig für die Anbindung von Offshore-Windparks zum Einsatz kommende Hochspannungs-Gleichstromübertragungstechnologie (HGÜ-Technologie) ist für die Anbindung von Windparks im Offshore-Bereich noch nicht in der Form erprobt, dass diese vorrangig in großer Küstenentfernung einsetzbar ist. Dementsprechend sollte diese dort auch nicht vorrangig geplant werden. Derzeit wird lediglich ein HGÜ-System (Konverterplattform BorWin alpha und Seekabelsystem BorWin1 ) in einer Küstenentfernung von etwa 125 km für die Netzanbindung des Windparks BARD Offshore 1 betrieben. Vergleichbare Erfahrungswerte zum Betrieb von HGÜ-Systemen (Offshore- Konverterplattform und Seekabelsystem) mit einer Seekabellänge von über 270 km, die bei Anbindungen der Windparks nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 mindestens erforderlich wären, liegen noch nicht vor. Insoweit ist eine schrittweise und modulare Weiterentwicklung von Clustern, in denen Netzanschlusssysteme bereits betrieben werden bzw. sich im Bau befinden, geboten, um technische Synergien und Erfahrungen effektiv nutzen zu können. Auf diese Weise wird insbesondere dem Zweck des 1 EnWG, eine effiziente und kostengünstige Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Rechnung getragen. Zudem kann der Bedarf an benötigten Kabelmengen der nicht in jeder Hinsicht dem Stand der Technik entsprechenden Gleichstromübertragungstechnologie nicht ohne weiteres gedeckt

24 22 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen werden. Die Lieferzeiten für entsprechende Kabel sind lang und erhöhen sich durch entsprechend erforderlich werdende Kabelmehrlängen. Begrenzte Fertigungskapazitäten und begrenzte Verfügbarkeit von Schiffen Die Fertigungsstätten für Kabel sind derzeit nicht in der Lage, Kabel in ihrer Gesamtlänge in einem Stück herzustellen. Das heißt, bereits im Rahmen der Fertigung wird der Einsatz von Muffen erforderlich, die die Fehleranfälligkeit der Kabel erhöhen. Je größer die Anzahl der erforderlich werdenden Muffen ist, desto höher wird die Fehleranfälligkeit. Zudem sind die derzeit zur Verfügung stehenden Schiffe hinsichtlich der Kapazität nicht in der Lage, die erforderlich werdenden Kabelmehrlängen zu transportieren. Dies erfordert den zusätzlichen Einsatz einer erhöhten Anzahl von Muffen, was wiederum die Fehleranfälligkeit steigert. Die Fehleranfälligkeit von Kabeln muss aus Gründen der Systemsicherheit und damit in Übereinstimmung mit dem Zweck des 1 EnWG, eine sichere Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, so weit wie möglich vermieden werden. Begrenzte Anlandungsmöglichkeiten Anlandungsmöglichkeiten für Seekabelsysteme im Küstenmeer sind aufgrund raumordnerischer Belange sowie aus naturschutzfachlichen und geomorphologischen Gründen stark eingeschränkt. Durch eine Einbeziehung aller beim BSH anhängigen Anträge für Windpark- Vorhaben würde dies auf der Grundlage der derzeitigen Erkenntnisse zu einer kaum zu bewältigenden Aufgabe der Trassen- und Standortfindung im Küstenmeer und Landbereich führen. Daher sollten vorrangig bestehende und bekannte Trassen für küstennähere Vorhaben durch weitere parallele und gebündelte Verlegungen genutzt werden, bevor zusätzliche Trassen insbesondere in Bereichen ausgewiesen werden, für welche keine belastbare Datengrundlage vorhanden ist. Erhöhte Errichtungs-, Verlege- und Wartungszeiten sowie -kosten durch logistischen Mehraufwand Kosten für Errichtung, Verlegung und Wartung werden durch den logistischen Mehraufwand erheblich gesteigert. Bei Küstenentfernungen von über ca. 180 km (Luftlinie) müssten zusätzliche Versorgungsstationen geschaffen werden (z. B. Tankstelle für Helikopter, Aufenthaltsplattformen für das Personal des Windparkentwicklers und des Netzbetreibers). Wartungs- und Reparaturzeiten sowie deren Kosten (durch z. B. längere Schiffszeiten) erhöhen sich bereits aufgrund der großen Küstenentfernung. Zudem müssten Rettungsstationen ( Krankenhäuser ) vorgesehen werden, um die Sicherheit des Personals in der Küstenentfernung gewährleisten zu können. Die genannten Punkte widersprechen daher insgesamt dem Zweck des 1 EnWG, eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität sicherzustellen. Verfahrensstand der Vorhaben im Nordwesten der AWZ Zudem befinden sich die meisten der Windpark-Planungen nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 in einem frühen Verfahrensstadium. Bei der überwiegenden Anzahl der Verfahren (24 von 26) wurde keine Umweltverträglichkeitsstudie (UVS) eingereicht. Das heißt, bei einem Großteil der Verfahren wurde lediglich ein erster Antrag gestellt, zu welchem maximal eine Antragskonferenz stattgefunden hat. Lediglich in zwei Verfahren nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 wurde jeweils eine UVS eingereicht. Diese beiden Vorhaben stehen unter

25 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen 23 besonderer Beobachtung und können im Rahmen der jährlichen Fortschreibung des BFO bei Erfüllung der genannten Kriterien mit in die Planung einbezogen werden (vgl. Kapitel ). Grundsätzlich fehlt es der Einbeziehung aller Vorhaben im Nordwesten der AWZ über den vorgegebenen Planungshorizont 2030 hinaus derzeit im Vorgriff auf einen noch nicht absehbaren Bedarf an der erforderlichen Rechtfertigung Möglichkeit der Einbeziehung weiterer Vorhaben Eine Reihe von möglichen Clustern, in denen Genehmigungsanträge gestellt sind, sind aufgrund der nach derzeitigem Wissensstand vorgenommenen Bewertung anhand einzelner oder mehrerer der oben beschriebenen Kriterien in den beiden Planungshorizonten nicht dargestellt worden. Es besteht allerdings die Möglichkeit, dass sich im Laufe der nächsten Zeit diese Bewertung ändert, weil beispielsweise neuere Erkenntnisse eine andere Einschätzung erfordern oder sich potenzielle Zulassungshindernisse in Einzelverfahren als überwunden erweisen. Ferner ist auch denkbar, dass sich in bestimmten Clustern keine weiteren Aktivitäten bezüglich der Realisierungsabsicht erkennen lassen, so dass diese Cluster in der Fortschreibung ggf. aus dem Plan herausgenommen werden und unter Umständen durch andere Cluster ersetzt werden müssen. Dies betrifft insbesondere die Cluster im Planungshorizont 2030, in denen noch keine Konverterplattformen des ÜNB installiert bzw. Bau und Errichtung noch nicht beauftragt worden sind. Bei räumlich geeigneten Installationen kann durch diese Variante in Betracht kommen, einzelne Cluster oder wesentliche Bestandteile eines Clusters vom Planungshorizont 2030 in den Planungshorizont 2022 zu integrieren, soweit dies aufgrund der Realisierungswahrscheinlichkeit nahe liegt und die sonstigen Kriterien erfüllt. Es wird selbstverständlich ein intensives Monitoring der Cluster geben, mit dem die Fortschreibung des Plans vorbereitet wird. In diesem Zusammenhang sind insbesondere auch im Plan nicht berücksichtigte Vorhaben zu identifizieren, die bereits vor einiger Zeit beim BSH eine Umweltverträglichkeitsstudie eingereicht haben, welche aus unterschiedlichen Gründen bis dato noch nicht im Zulassungsverfahren behandelt wurden. Die diesbezügliche Auswertung hat ergeben, dass zwei einzelne Verfahren nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 in einer Küstenentfernung von 180 km bis 220 km, bei denen jeweils 80 einzelne WEA beantragt wurden, diese Kriterien erfüllen. Die Gründe, die gegen eine Einbeziehung aller Vorhaben nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 sprechen, konnten nach Durchführung der Konsultationen und Auswertung der im Rahmen der Anhörungsfrist eingegangenen Stellungnahmen in ihrer Gesamtheit nicht widerlegt werden (vgl. im Einzelnen zusätzlich die Abwägungsdokumentation). Allerdings steht das Cluster, in welchem sich diese beiden Vorhaben befinden, als sog. Cluster 14 in einer hervorgehobenen Kategorie der besonderen Beobachtung. Eine kartographische Darstellung dieser Vorhaben befindet sich als Anlage in Kapitel 10. Dies bedeutet, dass diese beiden genannten Vorhaben wegen des weiter fortgeschritteneren Verfahrensstadiums im Einzelverfahren weiter behandelt, jedenfalls nicht im Rahmen von 4 Abs. 4 SeeAnlV zurückgestellt werden. Ferner werden diese im Rahmen der jährlichen Fortschreibung des Plans in das Monitoring einbezogen und gesondert bewertet. Insoweit wird auch die Einlassung der Vorhabensträger, dass die erheblich höheren Netzanbindungskosten durch einen höheren Energieertrag ausgeglichen werden könnten, näher geprüft. Dies war im Hinblick auf den gesetzten Zeitrahmen in diesem Stadium des Planaufstellungsverfahrens wegen der komplizierten technischen und naturwissenschaftlichen Fragestellungen nicht mehr möglich. Die Ergebnisse des dem BSH insoweit vorliegenden Kurzgutachtens werden daher im Rahmen der Fortschreibung des Plans einer geeigneten Überprüfung unterzogen werden. Für die zukünftigen Bewertungen wird auch die Frage eine Rolle spielen, inwieweit die Theorie der erhöhten Windausbeute durch die Validierung durch

26 24 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Messdaten, die mittels eines branchenüblichen Messmastes erzeugt werden, erhärtet werden kann. Damit die Einbeziehung von Vorhaben nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 auch zukünftig möglich bleibt, werden die für Anbindungskabelsysteme notwendigen Flächen räumlich gesichert, indem diese von Bebauung freigehalten werden. Das heißt, es werden vorsorglich mögliche Trassen für Anbindungsleitungen für Planungen von Offshore-Windparks nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 mittels der am 16. Juni 2012 in Kraft getretenen Veränderungssperre ggf. in angepasster Form räumlich gesichert. Eine Anbindung dieser Cluster würde überwiegend in den durch die Veränderungssperre gesicherten Seegebieten zwischen den beiden Vorranggebieten für Rohrleitungen Norpipe und Europipe1 über einen parallelen Verlauf zum Vorbehaltsgebiet Schifffahrt bis zu dem in diesem Plan vorgesehenen Grenzkorridor III (Europipe 2) erfolgen. Zudem werden Trassen für solche Anbindungsleitungen in Seegebieten zwischen den Clustern 12 und 13 bis zu dem Grenzkorridor III (Europipe 2) räumlich gesichert Planungshorizont 2030 Unter Zugrundelegung aller unter Kapitel 4.2 dargestellten Vorhaben in den Clustern 1 bis 13 stellt sich die bis 2030 angenommene Leistung in den einzelnen Clustern zusammengefasst wie folgt dar. Beantragte Standorte für Offshore-Windenergieanlagen, die in den Anwendungsbereich der Veränderungssperre vom 15. Juni 2012 fallen, finden in der Summe der angenommenen Leistung keine Berücksichtigung.

27 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen 25 Tabelle 1: Cluster mit angenommener installierter Leistung der Offshore-Windparks und die sich daraus ergebende Anzahl der Netzanschlusssysteme sowie deren Leistung Windparkcluster ca. MW / Cluster Anzahl Systeme Leistung (MW) Cluster Cluster *) 900 Cluster Cluster Cluster Cluster **) 900 Cluster Cluster ***) Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Σ ****) Küstenmeer Nordsee 216 *) Offshore-Windpark alpha ventus : Drehstromanbindung ab Umspannwerk **) 400 MW dieses Konverters werden vom Windpark Global Tech I aus Cluster 8 belegt ***) Der Windpark Global Tech I mit 400 MW Leistung wird in Cluster 6 angeschlossen ****) Beantragte Standorte für Offshore-Windenergieanlagen, die in den Anwendungsbereich der Veränderungssperre vom 15. Juni 2012 fallen, finden in der Summe keine Berücksichtigung Planungshorizont 2022 In Übereinstimmung mit Leitszenario B des durch die BNetzA genehmigten Szenariorahmens 2011 als Grundlage für den Netzentwicklungsplan Strom 2012 stellt sich die angenommene installierte Leistung der Offshore-Windparks für die Nordsee bis zum Jahre 2022 mit insgesamt ca. 11,931 GW im Einzelnen wie folgt dar:

28 26 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Tabelle 2: Leistung der Offshore-Windparks (Planungshorizont 2022 nach Leitszenario B) Windparkcluster Genehmigt (MW) Geplant (MW) Summe (MW) Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Küstenmeer Nordsee Σ Im Rahmen des zugrunde gelegten Planungshorizonts bis 2022 werden in diesem Plan die Cluster 1 bis 8 einbezogen. Dem liegen folgende Erwägungen zugrunde: Entsprechend der Ausführungen in den Kapiteln und sind in erster Linie solche Cluster weiterzuentwickeln, die in einem raumordnerisch festgelegten Vorranggebiet für Windenergie liegen. Wie sich aus der Beschreibung der einzelnen Cluster unter Kapitel ergibt, liegen in den Vorranggebieten mit wenigen Ausnahmen überwiegend Einzelvorhaben, welche bereits genehmigt sind. Der Wertung des Verordnungsgebers entsprechend, sind diese Gebiete demzufolge auch vorrangig zu bebauen und dementsprechend mit Netzinfrastruktur auszustatten. In jedem der drei Vorranggebiete wurde bereits mit der Errichtung von Offshore-Windparks sowie der für die Netzanbindung dieser Windparks erforderlichen Netzinfrastruktur begonnen. Bei einer Betrachtung der Projekte, die im Rahmen einer Prognoseentscheidung bis zum Jahre 2022 voraussichtlich realisiert werden können, sind dies solche, die in unmittelbarer Nähe zu der bereits im Entstehen befindlichen Infrastruktur liegen. Eine solche Entwicklung hat den Vorteil, dass modular und schrittweise die einzelnen Cluster entwickelt und insgesamt effizient aufgestellt sowie betrieben werden können. Erfahrungen zu Umwelt- und Baugrundverhältnissen sowie weitere mögliche Synergien können effektiv genutzt werden. Darüber hinaus liegen die Einzelprojekte in den Clustern 9 bis 13 im Vergleich zu den Vorhaben in Cluster 1 bis 8 küstenferner und dementsprechend auch in einer größeren Entfernung zu bereits bestehender Netzinfrastruktur, da diese sich derzeit in küstennäheren Bereichen entwickelt. Ein weiterer Grund für die Einbeziehung der Cluster 1 bis 8 liegt darin, dass sich die Vorhaben in Cluster 9 bis 13 im Vergleich zu allen Projekten in Cluster 1 bis 8 regelmäßig in einem noch frühen Verfahrensstadium befinden. Dementsprechend werden im Rahmen des Planungshorizonts bis zum Jahre 2022 die Cluster 1 bis 8 einbezogen. Da es sich bei der gestaffelten Darstellung der Planungshorizonte nicht um die Festlegung der zeitlichen Realisierungsreihenfolge, sondern um eine gestaffelte Darstellung der räumlichen Planung handelt, ist auch hier denkbar, dass sich in bestimmten Clustern keine ernsthaften Aktivitäten bezüglich der Realisierungsabsicht erkennen lassen, so dass diese Cluster in der Fortschreibung ggf. aus dem Plan herausgenommen werden und ggf. durch andere Cluster ersetzt werden müssen. Die Festlegung der zeitlichen Realisierungsreihenfolge im Rahmen des ONEP bzw. die Möglichkeit der Festlegungen von Kriterien für die Zuteilung von Kapazitäten ist nicht Gegenstand dieses Plans Auf das kontinuierliche Clustermonitoring im Hinblick auf die Fortschreibung wurde bereits unter Kapitel hingewiesen.

29 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 27 5 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Nach 17 Abs. 2 S. 1 EnWG (a. F.) bzw. 17d Abs. 1 Satz 1 EnWG (n. F.) hat der zuständige ÜNB die Netzanbindung von Offshore-Windparks sicherzustellen bzw. nach den Vorgaben des durch die BNetzA bestätigten ONEP zu errichten und zu betreiben. Aufgabe dieses Plans ist es, die notwendigen Trassen und Standorte für die gesamte Netztopologie in der AWZ der Nordsee bis zur Grenze der 12 sm-zone im Rahmen der bestehenden Rahmenbedingungen räumlich festzulegen. Aufgrund der Vielzahl der Windparkplanungen, der Entfernung der Netzanschlusssysteme vom technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt an Land von regelmäßig mehr als 100 km sowie der stetig zunehmenden Nutzungen und Verknappung der Räume, bestehen Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks nach dem Anbindungskonzept des zuständigen ÜNB regelmäßig aus einem Gleichstrom-Seekabelsystem, einer Konverterplattform und Drehstrom-Seekabelsystemen. Diese Anbindungsleitungen werden regelmäßig als Sammelanbindung ausgeführt, um möglichst viele Offshore-Windparks gebündelt ans Netz anschließen zu können. Für die Ermittlung des Raumbedarfs der gesamten Netztopologie ist die Festlegung von technischen Regelvorgaben sowie von Planungsgrundsätzen zwingende Voraussetzung. Anderenfalls ließe sich der benötigte Raumbedarf nicht mit der erforderlichen Präzision für eine möglichst platzsparende Planung ermitteln. In den folgenden Kapiteln werden daher die vorgesehenen technischen Regelvorgaben und die Planungsgrundsätze für die einzelnen Regelungsgegenstände dargestellt und im Rahmen der räumlichen Festlegungen entsprechend umgesetzt. Sowohl die technischen Regelvorgaben als auch die Planungsgrundsätze sind als Grundsätze zu verstehen, von denen im begründeten Einzelfall abgewichen werden kann. Auch innerhalb der Festlegungen des BFO wird bereits von einzelnen insbesondere Planungsgrundsätzen abgewichen, da diese im Einzelfall aufgrund bestehender Rahmenbedingungen nicht (mehr) bzw. weil nicht alle Grundsätze gleichzeitig umgesetzt werden können und daher gegeneinander abgewogen werden müssen. Die Abweichungen von den Grundsätzen werden in den jeweiligen Kapiteln dargestellt und begründet. Antragstellende Vorhabensträger, die von den Planungsgrundsätzen oder technischen Regelvorgaben berührt sind, können im begründeten Einzelfall von diesen abweichen. Die Abweichung muss sowohl in die jeweiligen Einzelzulassungsverfahren als auch in die Verfahren der Fortschreibung des Plans eingebracht werden. Die Abweichung muss nachvollziehbar und plausibel begründet werden. Dabei ist erforderlich, dass die Abweichung die mit der Regel verfolgten Ziele und Zwecke in gleichwertiger Weise erfüllt, bzw. diese nicht in signifikanter Weise beeinträchtigt. Jedes Kapitel schließt mit einer zusammenfassenden kartographischen Darstellung der räumlichen Festlegungen der einzelnen Bestandteile der Netzanschlusssysteme. 5.1 Konverterplattformen Unter einer Konverterplattform ist eine Plattform des Übertragungsnetzbetreibers in der Nordsee zu verstehen, auf welcher der von den Umspannwerken der Windparks ankommende Strom gebündelt, umgespannt und umgerichtet wird.

30 28 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Standardisierte Technikvorgaben Zusammenfassung Gleichstromsystem: Selbstgeführt, Übertragungsspannung +/- 320 kv, Standardleistung 900 MW Errichtung von zwei Plattformen in unmittelbarer Nähe zueinander Drehstromsystem: Übertragungsspannung 155 kv Anforderung an Art und Anzahl vorzuhaltender Schaltfelder Voraussetzungen für Verbindungen untereinander schaffen Gleichstromsystem: Selbstgeführte Technologie Das Gleichstromsystem auf der Konverterplattform wird als selbstgeführte Hochspannungsgleichstromübertragung ausgeführt. Die bestehenden und geplanten Netzanschlusssysteme in der Nordsee werden in selbstgeführter (sogenannte VSC voltage sourced converter) Technologie ausgeführt. Im Rahmen des BFO wird diese Variante als Standard festgelegt. Die selbstgeführte Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) kann im Gegensatz zur klassischen, netzgeführten Technologie ein Netz wiederaufbauen ohne dass Blindleistung aus dem angeschlossenen Drehstromsystem bereitgestellt werden muss. Beim Netzanschluss der Offshore-Windparks ist auf der Seeseite kein stabiles Netz vorhanden. Daher ist diese Eigenschaft notwendig, um die Übertragung nach einem Netzfehler selbstständig wieder aufzubauen, im Normalbetrieb zu steuern und das umliegende Drehstromnetz zu stabilisieren. Auch im Technologiekonzept für den Netzausbau an Land ist im Rahmen des durch die BNetzA bestätigten Netzentwicklungsplans 2012 ein Ausbau mit selbstgeführter HGÜ vorgesehen. Der Einsatz der selbstgeführter HGÜ eröffnet zudem die Möglichkeit, zukünftig die Vision eines vermaschten Gleichstromnetzes sowohl offshore als auch in Verbindung mit dem HGÜ- Landnetz umzusetzen. Mit dem Einsatz der selbstgeführten HGÜ-Variante ergeben sich weitere Vorteile gegenüber der klassischen Technologie, die für den Einsatz zum Anschluss der Windparks auf See von besonderer Bedeutung sind: Die klassische hat gegenüber der selbstgeführten HGÜ grundsätzlich einen deutlich höheren Platzbedarf. Für einen isolierten Anschluss mit netzgeführter Technologie wären zudem zusätzliche Generatoren auf der Offshore-Plattform notwendig, sodass die Plattform gegenüber der VSC-Technologie insgesamt um ein mehrfaches größer und damit mit den gängigen Plattformkonzepten kaum umsetzbar würde. Die selbstgeführte HGÜ kann zudem unter Einsatz von Kunststoffkabeln realisiert werden. Diese sind gegenüber Papier-Öl-isolierten Massekabeln (MI-Kabel) grundsätzlich umweltfreundlicher. Zum anderen ist die Verfügbarkeit der Kunststoffkabel am Markt deutlich höher und die Verlegung kann bedeutend schneller erfolgen. Aufgrund der Vielzahl der in den nächsten Jahren zur Erreichung der Ziele der Bundesregierung für den Ausbau der Offshore- Windenergie umzusetzenden Projekte, fallen Verfügbarkeit und Lieferzeit der Kabel deutlich mehr ins Gewicht als dies bei Einzelprojekten wie z. B. grenzüberschreitenden Stromleitungen der Fall ist. In der Gesamtschau dieser Argumente überwiegen die Vorteile der netzgeführten HGÜ- Technologie, obwohl diese nur in einem Leistungsbereich verfügbar ist, der deutlich unter der klassischen HGÜ liegt, mit der der Gesamtrassenbedarf wie auch die Übertragungsverluste reduziert werden könnte. Die im Rahmen der Konsultation vorgebrachten Beispiele für einen

31 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 29 Einsatz der klassischen HGÜ sind nicht mit den im Rahmen des BFO geplanten Projekten vergleichbar, da es sich um Verbindungen handelt, die jeweils in stabile Drehstromnetze eingebunden sind und deren Kopfstationen an Land errichtet werden. Die Festlegung des Einsatzes der selbstgeführten HGÜ gilt für die sukzessive Erschließung der Cluster sowie den grundsätzlichen Aufbau eines Offshore-Netzes. Im Rahmen der Fortschreibungen wird zu prüfen sein, inwiefern mittel- bis langfristig auch einzelne Anbindungen in klassischer HGÜ in die bestehende Infrastruktur eingebunden werden können, die das notwendige Netz auch für die klassische HGÜ-Verbindung aufbauen kann. So kann ggf. durch die größere Leistung der klassischen HGÜ-Anbindung die Gesamtzahl der Anschlusssysteme und damit der in Anspruch genommene Raum reduziert werden Gleichstromsystem: Übertragungsspannung +/- 320 kv Das Gleichstrom-System auf der Konverterplattform wird mit einer einheitlichen Spannungsebene von +/- 320 kv ausgeführt. Die Festlegung einer einheitlichen Spannungsebene für das Gleichstromsystem (bestehend aus dem Umrichter auf der Konverterplattform und dem Gleichstrom-Seekabelsystem) soll zur Schaffung eines Standards für die Anschlusssysteme, speziell auch die Konverterplattform dienen. Aufbauend auf der Festlegung von Rahmenparametern können Hersteller und Netzbetreiber standardisierte Lösungen entwickeln und perspektivisch die Planungen frühzeitig ggf. auch standortunabhängig vorantreiben. Diese Festlegung kommt gleichzeitig dem Wunsch der Branche nach einer Standardisierung der Anbindungsleitungen nach 13, die sich davon eine Beschleunigung und Kostenreduktion der Netzanbindung der Offshore-Windparks erwartet. Ziel ist, durch standardisierende Vorgaben eine gewisse Vereinheitlichung bei der Planung der Anlagen zu erreichen und so das Planungsverfahren zu beschleunigen, Planungssicherheit für Netz- und Windparkbetreiber sowie Zulieferer zu erreichen und ggf. Kosten zu senken. Eine einheitliche Spannungsebene bereitet zudem eine mögliche Verbindung der Offshore-Anbindungsleitungen untereinander vor und ermöglicht damit ein zukünftiges, vermaschtes Offshore-Netz. Um eine möglichst raumverträgliche Planung und Umsetzung des Offshore-Netzes zu ermöglichen, wird eine möglichst hohe Leistung des Gleichstromsystems und daher auch eine möglichst hohe Systemspannung angestrebt. Wie auch die letzten Ausschreibungsergebnisse des zuständigen Netzbetreibers zeigen, hat sich am Markt ein herstellerunabhängiges Maximum der Übertragungsspannung von +/- 320 kv entwickelt. Beschränkungen der Leistung ergeben sich vor allem aus der verfügbaren Kabeltechnologie. Kunststoffkabel können nur bis zu einer Spannung von +/- 320 kv eingesetzt werden. Eine höhere Spannungsebene ist zwar bei selbstgeführter HGÜ unter Einsatz von MI-Kabeln bereits möglich, jedoch sind die Installations- und Fertigungszeiten nicht mit denen von Kunststoffkabeln vergleichbar. Aufgrund der Vielzahl von Projekte, die zur Erreichung der Ziele der Bundesregierung im Bundesfachplan angelegt sind, wird eine Spannungsebene, die allein auf MI-Kabel angewiesen ist, den Anforderungen an eine standardisierte Technikvorgabe nicht gerecht. Die dafür notwendigen Komponenten müssen am Markt auch in der notwendigen Lieferfrist verfügbar sein und von einer ausreichenden Anzahl an Lieferanten angeboten werden. Trotzdem kann im Rahmen der Fortschreibung des Plans aufgrund möglicher spezifischer Anforderungen in einem Cluster die Anbindung mit einer höheren Spannung und somit Leistung unter Einsatz von MI-Kabeln im Einzelfall erwogen werden. Die Festlegung der einheitlichen Spannungsebene von +/- 320 kv soll ebenso wie die folgenden standardisierten Technikvorgaben grundsätzlich für die nächsten Fortschreibungen des Bundesfachplans Bestand haben. Bisher ist noch kein Anschlusssystem für Offshore- Windparks mit einer Systemspannung von +/- 320 kv in Betrieb, es sind jedoch Netzanschlüsse 13 vgl. z. B. Lösungsvorschläge der AG Beschleunigung vom

32 30 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks dieser Spannungsebene vergeben bzw. in Umsetzung befindlich. Daher erscheint diese Festlegung als umsetzbar und gleichzeitig ausreichend ambitioniert, um voraussichtlich für die nächsten Jahre Bestand haben zu können. Gleichwohl ist die selbstgeführte HGÜ eine noch relativ junge Technologie, die in den vergangenen Jahren eine dynamische Entwicklung erfahren hat. Um den weiteren Fortschritt nicht auszubremsen, wird die Entwicklung der HGÜ daher im Rahmen der Fortschreibung des Plans weiter beobachtet und die Standards ggf. angepasst. Dabei wird zu prüfen sein, ob und ggf. mit welchem Vorlauf Anpassungen möglich und sinnvoll sind. Kriterien für die Überprüfung und ggf. Anpassung stellen u.a. die Einsatzreife, technische Vorteilhaftigkeit, Wirtschaftlichkeit sowie die räumlichen Auswirkungen dar, die jeweils mit den Nachteilen einer weiteren, mit den bestehenden Systemen nicht übereinstimmenden Spannungsebene abgewogen werden müssen Gleichstromsystem: Standardleistung 900 MW Das Gleichstrom-System der Konverterplattform wird mit einer Standardleistung von 900 MW ausgeführt. Die Festlegung einer standardisierten Übertragungsleistung der Gleichstrom- Anbindungssysteme bildet die zentrale Grundlage für die räumliche Planung des BFO. Aufbauend auf dieser Standardleistung erfolgt dann bezogen auf die einzelnen Cluster die Ermittlung des Raumbedarfs für die Abführung der unter Kapitel beschriebenen Windenergieleistung. Um die Anzahl und damit den Raum für Konverterplattformen und Trassen zur Abführung der Windenergieleistung zu minimieren, soll eine möglichst hohe Systemleistung festgelegt werden. Am Markt hat sich hierfür, wie auch die letzten Ausschreibungsergebnisse des zuständigen Netzbetreibers zeigen, ein herstellerunabhängiges Maximum der Übertragungsleistung von 900 MW bei einer Übertragungsspannung von +/- 320 kv (s. o.) entwickelt. Diese Größe wird daher als Standardleistung für die Gleichstromsysteme festgelegt. Ebenso wie die Festlegung einer einheitlichen Spannungsebene kommt dieser Standard für die Leistung der Gleichstrom-Anbindungsleitungen dem Wunsch der Branche nach, die sich von einer Standardisierung eine Beschleunigung und Kostenreduktion der Netzanbindung der Offshore-Windparks erwartet. Aufbauend auf dieser Vorgabe von Rahmenparametern können Hersteller und Netzbetreiber standardisierte Lösungen entwickeln und perspektivisch die Planungen frühzeitig ggf. auch standortunabhängig vorantreiben. Um den Raumbedarf für die Netzinfrastruktur weiter zu mindern, wird eine Erhöhung der Systemleistung angestrebt. Um bei einer Beibehaltung der einheitlichen Spannungsebene von 320 kv die Übertragungsleistung kurz- bis mittelfristig weiter zu erhöhen, ist eine Erhöhung des Stromflusses notwendig. Diese Erhöhung ist physikalisch durch die Strombelastbarkeit des Kabels begrenzt. Zudem steigen mit dem Stromfluss auch die Übertragungsverluste und als Folge die Erwärmung des das Kabel umgebenden Sediments an. Die maximal zu tolerierende Erwärmung des Erdbodens ist durch einen naturschutzfachlichen Vorsorgewert, das sogenannte 2 K-Kriterium (vgl. Kapitel 4.2 Umweltbericht), festgesetzt, der somit auch eine Begrenzung der Leistung des Gleichstromsystems darstellt. Die Erwärmung des Erdbodens bei einer Leistung von 900 MW reicht bereits an diesen Grenzwert heran. Im Rahmen der Fortschreibung soll daher gemeinsam mit der Bundesnetzagentur, dem BfN und den Küstenländern geprüft werden, inwiefern die Leistung des Gleichstromsystems kurz- bis mittelfristig durch eine Erhöhung des Stromflusses angehoben werden kann. Im Rahmen der Konsultation wurde vorgetragen, dass die Systemleistung hierdurch bis auf etwa MW gesteigert werden könnte. Für eine Steigerung der Systemleistung über MW hinaus würde eine Erhöhung der Spannungsebene sowohl auf der Gleichstromseite als aufgrund von Begrenzungen der

33 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 31 Schaltanlagentechnik auch auf der Drehstromseite notwendig. Diese Überprüfung und ggf. Anpassung erfolgt im Rahmen der Fortschreibung (vgl. auch Kapitel ). Mit der standardisierten Leistung von 900 MW (ggf. Anhebung auf MW) erscheinen die ersten Schritte des systematischen Netzausbaues verlässlich realisierbar. Dadurch wird ein zweckmäßiger modularer Ausbau des Offshore-Netzes möglich, sodass die Anschlüsse in einem angemessenen, überschaubaren Zeitraum durch anzuschließende Offshore-Windparks ausgenutzt werden können Errichtung von zwei Plattformen in unmittelbarer Nähe zueinander Konverterplattformen werden nach einem sog. Mutter-Tochter-Konzept entwickelt, so dass je zwei Plattformen in unmittelbarer Nähe zueinander errichtet und über eine Brücke verbunden werden. Die Standorte von Konverterplattformen werden sowohl in Bezug auf die Leistung als auch die räumliche Planung auf Grundlage der bestehenden Windparkplanungen in den entsprechenden Clustern festgelegt. Um technische sowie logistische Synergien nutzen zu können, sollen wo möglich jeweils zwei Konverterplattformen in unmittelbar räumlicher Nähe von ca. 30 m bis 50 m Entfernung zueinander errichtet werden. Diese beiden Plattformen sollen sowohl baulich als auch elektrisch durch ein Drehstrom-Kabelsystem über eine Brücke miteinander verbunden werden. Dies entspricht den Planungsgrundlagen des ÜNB, der das Mutter-Tochter-Konzept entwickelt und in das Verfahren eingebracht hat. Durch die bauliche Verbindung können die vorzuhaltenden und auch zu unterhaltenden Hilfssysteme, wie beispielsweise das Helikopterdeck oder Unterkünfte, gemeinsam genutzt und müssen nur auf einer der Plattformen vorgesehen werden, wodurch für den Netzbetreiber Vorteile in Bezug auf Investitions- und Betriebskosten bestehen. Durch die Verbindung der eigentlich getrennten Netzanschlusssysteme der jeweiligen Konverterplattform durch Drehstromkabel kann die Zuverlässigkeit bzw. Verfügbarkeit des Gesamtsystems erhöht und somit (Teil-) Redundanzen im System realisiert werden. Diese schaffen gegenüber der einzelnen Anbindungsleitung einen ersten Schritt in Richtung höherer Ausfallsicherheit der Offshore-Netzanschlüsse. So kann beim Ausfall eines Gleichstromsystems z. B. durch Wartung oder einen Fehler je nach Einspeisesituation freie Kapazität der benachbarten Anbindungsleitung genutzt oder zumindest eine Notstromversorgung der angeschlossenen Offshore-Windparks gewährleistet werden. Auf Grundlage des Mutter-Tochter-Konzepts können standardisierte Konverter mit spezifischen Aufgaben und Funktionsumfängen entwickelt werden. In Bezug auf den Einsatz des Mutter- Tochter-Konzepts muss dabei eine grundsätzliche technisch-wirtschaftliche Abwägung zwischen den Vorteilen durch die beschriebenen Effizienzen und den entstehenden Nachteilen gegenüber Einzelstandorten stattfinden. So ergeben sich z. B. tendenziell längere Drehstromverbindungen zwischen den Umspannplattformen der Windparks und der Konverterplattform. Auch müssen zwei Standard-Plattformtypen ( Mutter und Tochter ) entwickelt werden. Zudem fehlen noch praktische Erfahrungen, z. B. in Bezug auf die Logistik. Da sich zudem bei einem Unfall (z. B. Brand oder Schiffshavarie) Nachteile aufgrund der Errichtung zweier Plattformen in unmittelbarer Nähe zueinander ergeben können, sollen im Rahmen der Fortschreibung Maßnahmen geprüft und ggf. implementiert werden, um diese Risiken zu mindern. Selbiges gilt entsprechend für einen Plattformstandort mit mehreren Töchtern, bei dem das Unfallrisiko sehr ernsthaft geprüft werden müsste. Um Alternativen vorzuhalten, falls sich zukünftig zeigen sollte, dass sich das Mutter-Tochter- Konzept nicht oder nicht durchgängig realisieren lässt bzw. im Einzelfall nicht von Vorteil sein sollte, werden mittels der am 15. Juni 2012 erlassenen und ggf. anzupassenden Veränderungssperre vorsorglich im räumlichen Umgriff des Clusters vorhandene Gebiete für entsprechende Standorte kleinräumig gesichert.

34 32 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Alternative Standorte werden zum Beispiel in den Clustern vorgesehen, in welchen noch keine konkreten Planungen und damit verbundene Baugrunderkundungen des ÜNB vorliegen. In Cluster 7 wird über die Veränderungssperre ein alternativer Konverterstandort südlich der Gleichstrom-Seekabelsysteme BorWin1 und BorWin2 an der westlichen Seite des Clusters vorgesehen. In Cluster 9 wird etwa mittig an der nordwestlichen Seite des Clusters (Schifffahrtsroute 10) eine entsprechende Fläche freigehalten. In den Clustern 11 und 12 werden Alternativstandorte direkt nebeneinander am grenzüberschreitenden Seekabel NorNed über die Veränderungssperre räumlich gesichert. In Cluster 3 (vgl. Kapitel 5.1.3) werden entgegen des Mutter-Tochter-Grundsatzes nicht nur zwei, sondern drei Konverterplattformen in unmittelbarer Nähe zueinander errichtet. In diesem Cluster sind die Windparkplanungen bereits so weit verfestigt, dass im Cluster kein ausreichender Platz für einen weiteren Standort vorhanden ist. Zudem ermöglicht die Lage am südlichen Rand des Clusters eine möglichst kurze Trasse des stromabführenden Kabels Drehstromsystem: Übertragungsspannung 155 kv Die Drehstromseite der Konverterplattform wird auf eine einheitliche Spannungsebene von 155 kv ausgelegt. Wie die Gleichstrom- sollen auch die Drehstromsysteme standardisiert werden. Damit werden die bereits aufgeführten Vorteile in Bezug auf einen beschleunigten und kosteneffizienten Bau der Netzanschlusssysteme angestrebt. Eine einheitliche Spannungsebene der Drehstromsysteme ist für den Aufbau eines effizienten Offshore-Netzes notwendig, um die Verbindung von Anbindungsleitungen untereinander bereits kurz- bis mittelfristig mit bestehender Technik zu ermöglichen. So können bei einer einheitlichen Spannungsebene mittels Drehstrom bereits heute (Teil-) Redundanzen und damit Ausfallsicherheiten im System geschaffen werden. Der Netzbetreiber plant die aktuell in der Realisierung befindlichen bzw. ausgeschriebenen Systeme mit einer Übertragungsspannung von 155 kv. Im Rahmen der Konsultationen wurde insbesondere von Seiten der Entwickler und Projektierer von Offshore-Windparks eine höhere Spannungsebene gefordert. Durch eine höhere Spannungsebene könnte wiederum eine höhere Systemleistung realisiert werde, sodass tendenziell eine geringere Anzahl von Systemen zur Verbindung eines Windparks mit der Konverterplattform notwendig ist. Die Kabel für diese Spannungsebenen sind zwar inzwischen entwickelt, jedoch sind vergleichbare Projekte noch nicht realisiert und eine ausreichende Verfügbarkeit der Kabel am Markt erscheint fraglich. Die Erhöhung der Spannungsebene hat zudem Auswirkungen auf die Baugrößen der Offshore-Plattformen, da sowohl für die Kompensationseinrichtungen als auch für die Schaltanlagen mehr Platz benötigt wird. Da an eine Konverterplattform mehrere Windparks sowie zusätzlich Verbindungen untereinander angebunden werden, kann es hier zu einem deutlich erhöhten Platzbedarf kommen, wobei die Plattformen bereits die Grenzen der aktuell möglichen Größe erreicht haben. Die Festlegung einer Spannungsebene, die von allen bisher umgesetzten und geplanten Netzanschlusssystemen abweicht, würde eine Verbindung der neuen Systeme mit diesen deutlich erschweren. Daher beschränkt ein höherer Spannungsstandard nach Stellungnahme der Bundesnetzagentur die Möglichkeiten des Netzbetreibers, der Forderung des 17f Abs. 3 EnWG-E nachzukommen, alle möglichen Maßnahmen zu ergreifen, um die mit Hilfe der Offshore-Umlage zu finanzierenden Schäden zu verhindern und zu beseitigen. Eine Abweichung gegenüber den bisher von dem Netzbetreiber vorgesehenen 155 kv birgt damit die erhebliche Gefahr, dass die vom Netznutzer über eine Umlage zu tragende finanzielle Belastung für Entschädigungszahlungen in erheblichem Maße steigt Für die Drehstromverbindung der Konverterplattform mit der Umspannplattform der Offshore- Windparks wird daher ein Standard der Übertragungsspannung von 155 kv (50 Hz) festgelegt. Auch in Zukunft müssen vor einer Anhebung dieser Drehstrom-Spannungsebene die Nachteile

35 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 33 aufgrund der nicht mehr möglichen direkten Verbindung untereinander gegenüber den Vorteilen abgewogen werden, die mit einer höheren Spannungsebene verbunden sind. Gleichwohl soll im Rahmen der Fortschreibungen des BFO regelmäßig auch für die Drehstromsysteme überprüft werden, ob eine Anhebung der Standardspannung angezeigt ist. Aufgrund von Restriktionen der Schaltanlagen sowie des Kabels kann bei einer Systemspannung von 155 kv regelmäßig eine Systemleistung von bis zu 200 MW eingesetzt werden. Damit ist mit der festgelegten Spannungsebene auch ein sukzessiver Netzanschluss der Windparks in sinnvollen und branchenüblichen Bauabschnitten möglich. Die konkrete Leistung der Systeme zur Verbindung des Umspannwerks des Windparks mit der Konverterplattform soll im Rahmen des durch die BNetzA bestätigten Offshore- Netzentwicklungsplans jeweils abhängig von der Leistung des Windparks sowie des Netzanschlusssystems festgelegt werden. Diese Auslegung sollte so erfolgen, dass die Anzahl der für die Übertragungsaufgabe eingesetzten Kabelsysteme möglichst minimal ist und dann im Rahmen der Fortschreibung in den BFO aufgenommen werden Anforderung an Art und Anzahl vorzuhaltender Schaltfelder Die Konverterplattformen haben zusätzlich zu den Schaltfeldern für den Anschluss der Gleichstrom-Seekabelsysteme mindestens sechs Schaltfelder für Windparkanschlüsse, zwei Reserveschaltfelder und zwei Schaltfelder für Verbindungen untereinander vorzusehen. Schaltfelder dienen zum Anschluss der Drehstrom-Seekabelsysteme von den Umspannwerken der Offshore-Windparks oder der Drehstromverbindung von Anbindungsleitungen untereinander. Diese Schaltfelder müssen, insbesondere in Bezug auf die notwendige Blindleistungskompensation, auf den jeweiligen Einsatzfall ausgelegt werden. Gleichzeitig hat die Anzahl und die Konfiguration der Schaltfelder entscheidenden Einfluss auf die Dimensionierung der Plattform. Daher wird eine Minimalauslegung der Plattform vorgegeben. Gleichwohl wird eine vollumfängliche Standardisierung der Schaltfelder auch zukünftig nicht möglich sein. Als Standard wird eine Mindestanzahl von Schaltfeldern vorgegeben, um durch eine standardisierte Konfiguration der Konverterplattformen z. B. in Bezug auf die Windparkanschlüsse hinreichend flexibel auf Änderungen von Anschlussszenarien, Störungen oder die Notwendigkeit von Interimslösungen reagieren zu können. Um Drehstromverbindungen zwischen den Konverterplattformen der Anbindungsleitungen zu ermöglichen, müssen auf der Konverterplattform eine ausreichende Anzahl Schaltfelder sowie Aufstell- und Anschlussmöglichkeiten für Kompensationsspulen vorgesehen werden. Als Standard sollen auf den Plattformen mindestens folgende Schaltfelder vorgehalten werden: 2 Anschlüsse für das Gleichstrom-Seekabelsystem 6 Felder für Drehstrom-Seekabelsysteme von Offshore-Windparks 2 Felder zur Drehstrom-Verbindung von Anbindungsleitungen untereinander 2 Reserveschaltfelder Zusätzlich sind ggf. plattformspezifisch Schaltfelder für die Verbindung zwischen Mutter- und Tochter-Plattformen sowie weitere absehbar notwendige Anschlüsse vorzusehen. Die Standardplattform muss in Bezug auf Raum und Gewicht so ausgelegt sein, dass die notwendige Kabelkompensation installiert werden kann. Der Kompensationsbedarf wird dabei durch den Planungsgrundsatz , nach dem die Länge des Drehstromkabels 20 km möglichst nicht überschreiten soll, begrenzt. Die genaue Ausgestaltung z. B. in Bezug auf die jeweils notwendige Blindleistungskompensation muss im Rahmen der einzelnen Zulassungsverfahren bzw. in den Fortschreibungen des BFO an die konkreten Anforderungen der Einzelplattform angepasst werden.

36 34 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Voraussetzungen für Verbindungen untereinander schaffen Bei Planung und Errichtung von Konverterplattformen ist zu berücksichtigen, dass die Voraussetzungen für Verbindungen der Anbindungsleitungen untereinander geschaffen werden. Im Plan sollen Verbindungen untereinander dargestellt werden, die zur Gewährleistung der Systemsicherheit beitragen können und mit einem effizienten Netzausbau vereinbar sind. Es sollen Trassen oder Trassenkorridore zu oder für mögliche Verbindungen von Offshore- Anlagen, Trassen für Anbindungsleitungen, Standorten von Konverterplattformen sowie grenzüberschreitenden Stromleitungen untereinander festgelegt werden. Grundsätzlich kommt eine Verbindung der Anbindungsleitungen durch Drehstrom- oder durch Gleichstromsysteme in Frage. Derzeit kann für die Verbindungen jedoch nur die Drehstromtechnologie eingesetzt werden. Die notwendigen Komponenten zur Gleichstromverbindung untereinander, stehen die noch nicht zur Verfügung. Soweit möglich sollen bei der Auslegung der Konverterplattformen die Voraussetzungen für Verbindungen der Anbindungsleitungen untereinander vor allem mit Drehstrom- aber auch bereits mit Gleichstromtechnik geschaffen werden. Konkret sollen Verbindungen untereinander mit Drehstrom z. B. durch die Verwendung der einheitlichen Spannungsebene von 155 kv und durch die Vorhaltung einer Mindestanzahl von Schaltfeldern Verbindungen untereinander vorbereitet werden. Mittelfristig ist jedoch auch mit der Verfügbarkeit der für Gleichstromverbindungen untereinander notwendigen Komponenten zu rechnen. Die Ausführung von Verbindungen untereinander in Gleichstromtechnik hat, aufgrund der geringeren Leitungsverluste und da keine Blindleistungskompensation notwendig wird, insbesondere auf längeren Verbindungsstrecken Vorteile gegenüber der Drehstromübertragung. Die Gleichstromtechnik ist daher für Verbindungen untereinander mit einer Länge von über 20 km voraussichtlich vorzuziehen. Deshalb soll bereits im Rahmen dieses Plans die Schaffung von Voraussetzungen für eine Verbindung der Anbindungsleitungen durch Gleichstromseekabel berücksichtigt werden, beispielsweise durch einheitliche Übertragungsspannungen der Gleichstromsysteme von +/- 320 kv. Die Verbindung von Anbindungsleitungen untereinander, vor allem auch die Möglichkeiten, die die Gleichspannungsübertragung in Zukunft verspricht, werden im Rahmen der Fortschreibung des Plans eingehender betrachtet und konkretisiert. Hierzu soll ein Gutachten in Auftrag gegeben werden. Die Entscheidung ob und wann eine Verbindung untereinander umgesetzt wird, ist dem durch die BNetzA bestätigten Offshore-Netzentwicklungsplan vorbehalten der BFO soll die Voraussetzungen für diese Verbindungen schaffen.

37 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Planungsgrundsätze Zusammenfassung Erreichbar mit Helikoptern und Schiffen Flächenbedarf von 100 x 200 m sowie zusätzlich Manövrierraum Länge des Drehstrom-Kabelsystems zur Anbindung der Umspannwerke nicht länger als 20 km Sicherheit des Verkehrs darf nicht beeinträchtigt werden (500 m Abstand zu Vorrangund Vorbehaltsgebieten Schifffahrt) Berücksichtigung aller bestehenden und genehmigten Nutzungen, Abstand 500 m Errichtung in Natura2000-Gebieten / geschützten Biotopen unzulässig, außerhalb nur mit Schallminderungsmaßnahmen Berücksichtigung von Kulturgütern und Fundstellen von Kampfmitteln Rückbaupflicht Erreichbarkeit mit Helikoptern und Schiffen Konverterplattformen sind so zu planen, dass sie verlässlich mit Helikoptern und Schiffen zu erreichen sind. Die Konverterplattformen sind wichtiger Bestandteil des öffentlichen Netzes und damit der Energieversorgung. Hier wird die in den Offshore-Windparks erzeugte Energie gebündelt und in Gleichstrom umgerichtet. Da diese Plattformen bedeutend für die Systemsicherheit sind, ist die Erreichbarkeit mit Schiffen bzw. mit Helikoptern, insbesondere bei erforderlich werdenden Reparaturmaßnahmen, sicherzustellen. Die hierfür erforderlichen Flächen bzw. Flugkorridore sind von der An- und Abflug- behindernden Bebauung freizuhalten. Bei den im direkten räumlichen Zusammenhang errichteten Plattformen ist voraussichtlich nur jeweils eine Plattform mit Helikopterdeck ausgestattet, was im Rahmen der Planung der Flugkorridore zu berücksichtigen ist. Für den Helikopterverkehr ist die Allgemeine Verwaltungsvorschrift zur Genehmigung der Anlage und des Betriebs von Hubschrauberflugplätzen vom 19. Dezember 2005 anzuwenden. Die An- und Abflugkorridore sind im Einzelverfahren in Abstimmung zwischen Windpark und Netzbetreiber im Sinne einer nachhaltigen Flächennutzung und der gutnachbarschaftlichen Zusammenarbeit frühzeitig abzustimmen und zu optimieren. Neben Helikoptern werden insbesondere bei Reparaturen auch Schiffe eingesetzt. Der Platz um die Konverterplattformen ist so zu bemessen, dass dort die für die Reparatur erforderlichen Schiffe anfahren und liegen können. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass an jede Plattform eine Vielzahl von Kabelsystemen herangeführt werden müssen (vgl. standardisierte Technikvorgabe ). Hieraus entstehen zusätzliche Restriktionen, insbesondere für Ankerungen Flächenbedarf Für eine Konverterplattform ist eine Fläche von 100 m x 200 m vorzusehen. Bei nebeneinander angeordneten Plattformen ist zusätzlicher Manövrierraum vorzusehen. Für die Plattformen selbst ist bezüglich einer sicheren Errichtung und eines verlässlichen Betriebs eine Grundfläche von 100 x 200 m erforderlich. Diese Fläche ist etwas größer als die eigentliche Konverterplattform, die nach derzeitigem Entwicklungsstand bauliche Abmessungen

38 36 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks von ca. 65 x 105 m aufweisen wird. Dies ist erforderlich, da im BFO nur Flächen für Konverterstandorte vorgesehen werden, jedoch keine genaue Untersuchung des Standorts erfolgt. Die Ermittlung des exakten Standortes der Konverterplattform ist Gegenstand des jeweiligen Genehmigungs- bzw. Planfeststellungsverfahrens, da in diesem Rahmen standortspezifische Baugrunduntersuchungen durch den Antragsteller durchgeführt werden. Neben der Plattform sind Flächen zur Errichtung der Plattform (Jack-up Zonen) freizuhalten, welche voraussichtlich ca. 40 m breit sind. Je nach Bauschiff kann darüber hinaus Raum für Ankerketten etc. benötigt werden. Für zwei nebeneinander stehende Plattformen ist aufgrund des erforderlichen Manövrierraums für Schiffe sowie der erforderlichen Fläche für die Heranführung der Kabel an die Plattformen von einer Fläche von ca. 600 x 200 m auszugehen, bei ggf. erforderlich werdenden drei nebeneinanderstehenden Plattformen liegt der Platzbedarf voraussichtlich bei 600 x 600 m. Der Übertragungsnetzbetreiber der Nordsee, TenneT, hat am Ende des Verfahrens im Rahmen der Konsultation vorgetragen, dass für die Installation der Plattformen zusätzlich zu dieser Fläche ein Radius von mindestens m um die Plattformmittelpunkte von Anlagen oder Kabeln Dritter freizuhalten sei. Zur Heranführung der Drehstromkabel an die Plattform, zur zwischenzeitlichen Ablage von Kabeln sowie um den Manövrierbedarf der Schiffe klein zu halten, solle zudem bis zu einer Detailplanung ein Bereich von m um die Plattformmittelpunkte freigehalten werden. Diese Forderungen sind jedoch nicht vereinbar mit dem Grundsatz des sparsamen Flächenverbrauchs und befördern eine Tendenz zur seeverkehrstechnisch unerwünschten Ausbildung von alleinstehenden Bauwerken. Die Plattformen sollten verkehrlich in das Gesamtensemble der Windparkbebauung integriert werden. Dem begründeten Interesse des Netzbetreibers kann ggf. im Einzelverfahren nachgekommen werden. Da die Errichtung der Konverterplattform voraussichtlich zu Beginn der Erschließung eines Clusters steht, sollten etwa die in der Nähe der Plattform gelegenen Windenergieanlagen nach der Plattform errichtet werden Länge des Drehstrom-Kabelsystems Konverterplattformen sind so zu planen, dass die Länge der Drehstrom-Seekabelsysteme zum Umspannwerk des Offshore-Windparks 20 km möglichst nicht überschreitet. Der zentrale Konverterstandort sollte so gewählt werden, dass die Längen der Drehstrom- Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk minimiert werden, aber dennoch die beste Ausnutzung der Übertragungskapazitäten erreicht werden kann. Für die Verbindungen der Konverterplattformen mit den Umspannwerken der Offshore- Windparks kommt Drehstromtechnologie zum Einsatz (vgl. Kapitel 5.3). Aufgrund der mit der Länge des Drehstromkabels zunehmenden Verluste und der damit einhergehenden Erwärmung des Meeresbodens soll die Entfernung zwischen Umspannwerk und Konverterplattform minimiert werden. Zudem hat die Länge der Drehstrom-Seekabelsysteme direkten Einfluss auf die Größe der jeweiligen Plattform, da die erforderlich werdenden Drosselspulen von der Kabellänge abhängen. Insoweit hat bereits bei der Standortwahl eine Abwägung zwischen dem Platzbedarf der Konverterplattform und der Länge der Kabel stattzufinden. Grundsätzlich sollen der Standort von Konverterplattform und Plattform des Umspannwerks so geplant werden, dass die Länge der Drehstromkabelsysteme zu ihrer Verbindung 20 km nicht überschreitet Beeinträchtigung der Sicherheit des Verkehrs Durch die Errichtung und den Betrieb von Konverterplattformen darf die Sicherheit des Verkehrs nicht beeinträchtigt werden. Diese Festlegung leitet sich aus dem Ziel der Raumordnung (2) ab, nach dem durch die Errichtung und den Betrieb von Anlagen zur Energiegewinnung in Vorranggebieten für Windenergie die Sicherheit des Verkehrs nicht beeinträchtigt werden darf, sowie aus dem Grundsatz der Raumordnung (7), nach dem auch außerhalb von Vorranggebieten für

39 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 37 Windenergie die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs durch die Energiegewinnung nicht beeinträchtigt werden soll (AWZ Nordsee-ROV, Anlage zu 1). Zur Gewährleistung der Sicherheit der Schifffahrt, aber auch zur Integrität der Konverterplattformen werden nach 11 SeeAnlV insbesondere bei angrenzenden Vorrangbzw. Vorbehaltsgebieten für die Schifffahrt um die Anlagen Sicherheitszonen eingerichtet, in der Regel 500 m um die Plattform. Die Sicherheitszone ist außerhalb der Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt (Raumordnungsplan AWZ Nordsee) einzurichten. Im Rahmen der Konsultation wurde von mehreren Teilnehmern eine Ausweitung der Sicherheitszone gefordert. Laut Seerechtsübereinkommen dürfen sich diese Zonen jedoch nicht über eine Entfernung von 500 Metern über den äußeren Rand der Konverterplattform hinaus erstrecken. Ein größerer Abstand zu den raumordnerisch festgelegten Schifffahrtsrouten ist ebenfalls nicht notwendigerweise zielführend, da die Schifffahrt nach Seerechtsübereinkommen nicht an diese gebunden ist. Die raumordnerisch festgelegten Schifffahrtsrouten sind lediglich von Bebauung freizuhalten, die die Schifffahrt behindert, um weiterhin eine freie Schifffahrt innerhalb der AWZ zu ermöglichen. Die Sicherheitszone bewirkt einerseits, dass in diesen Bereichen gewerbliche Schifffahrt nicht stattfindet und andererseits eine ordnungsgemäße und nach den Regeln der guten Seemannschaft betriebene Schifffahrt auch weiterhin generell gefahrlos möglich ist. Da die Konverterplattformen derzeit regelmäßig am Rand von Windparks liegen, wird die Sicherheitszone der Konverterplattform regelmäßig zusammen mit der Sicherheitszone der Offshore-Windparks eingerichtet Berücksichtigung aller bestehenden und genehmigten Nutzungen Auf bestehende und genehmigte Rohrleitungen sowie bestehende, genehmigte und im Rahmen dieses Plans festgelegte Seekabel, Offshore-Windparks und sonstige Hochbauten ist gebührend Rücksicht zu nehmen, indem regelmäßig ein Abstand von 500 m einzuhalten ist. Die Festlegung setzt das Ziel der Raumordnung (10) um, nach dem bei Maßnahmen zur Energiegewinnung ist auf vorhandene Rohrleitungen und Seekabel gebührend Rücksicht zu nehmen und ein angemessener Abstand einzuhalten ist. Um das Risiko der Beschädigung während Bau und Betrieb der Konverterplattform zu reduzieren und um die Möglichkeiten der Instandhaltung nicht zu beeinträchtigen, ist bei zukünftig geplanten Konverterplattformen auf vorhandene und genehmigte Strukturen gebührend Rücksicht zu nehmen. Es ist ein angemessener Abstand zu diesen einzuhalten. Der einzuhaltende Abstand ist u. a. von der Lage des Konverters im Raum sowie von der Wassertiefe abhängig. Im Regelfall ist zwischen dem Konverter und der Infrastruktur Dritter einen Abstand von 500 m einzuhalten. Insbesondere die Errichtung ist zwischen Windpark und Konverterplattform in gutnachbarschaftlicher Zusammenarbeit frühzeitig abzustimmen und zu optimieren Errichtung in Natura2000-Gebieten unzulässig; Errichtung außerhalb geschützter Biotopstrukturen Die Errichtung von Konverterplattformen in Natura2000-Gebieten ist unzulässig. Bei der konkreten Errichtung und dem Betrieb von Konverterplattformen sollen nachteilige Auswirkungen auf die Meeresumwelt, insbesondere die natürlichen Funktionen und die ökosystemare Bedeutung des Meeres, vermieden werden. Bekannte Vorkommen geschützter Biotope nach 30 BNatSchG oder entsprechende Strukturen sind möglichst zu umgehen. Die möglichen Auswirkungen der Konverterplattformen auf die Meeresumwelt sollen nach den Vorgaben der Zulassungsbehörde im Rahmen eines vorhabensbezogenen Monitorings untersucht und dargelegt werden.

40 38 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Diese Festlegung setzt das Ziel der Raumordnung (3) um, nach dem Offshore- Windenergieanlagen außerhalb der dafür vorgesehenen Vorranggebiete sind in den Natura Gebieten grundsätzlich unzulässig sind. In den Natura2000-Gebieten ist die Errichtung von Konverterplattformen unzulässig. Dies dient der Wahrung der Schutz- und Erhaltungsziele der Natura2000-Gebiete, insbesondere im Hinblick auf potentielle nachteilige Auswirkungen auf die Meeresumwelt während der Bauphase. Die konkrete Umsetzung, z. B. zum Schutz lärmempfindlicher Meeressäuger, ist von der Zulassungsbehörde unter Berücksichtigung der Besonderheiten des Projektgebietes und der Umstände des Einzelfalls im Rahmen der Genehmigungs- bzw. Planfeststellungsverfahren zu gewährleisten. Aufgrund der zu erwartenden Auswirkungen auf die Meeresumwelt in der Bauphase der Konverterplattformen ist regelmäßig ein Mindestabstand von 500 m zu Natura2000-Gebieten einzuhalten, soweit die Gebiete, insbesondere die örtlich nahe gelegenen Habitate und ihre Schutzziele nicht einen größeren Abstand erfordern; dies muss im Einzelverfahren geklärt werden. Je nach Standort und Gründungskonstruktion des Konverters sowie je nach Schutz- und Erhaltungsziel des Gebiets können weitergehende Überlegungen im Einzelfall zu abweichenden Ergebnissen führen; insbesondere können zusätzlich Schutzmaßnahmen erforderlich werden. Die im Rahmen der strategischen Umweltprüfung durchgeführte FFH- Verträglichkeitsprüfung kommt zu dem Ergebnis, dass die Errichtung der geplanten Konverterplattformen unter strenger Einhaltung der im Rahmen der konkreten Zulassungsverfahren anzuordnenden Vermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen, für die der Offshore-Netzplan grundsätzliche textliche Festlegungen trifft, nach derzeitigem Stand zu keinen erheblichen Auswirkungen auf die Schutz- und Erhaltungsziele der Natura2000-Gebiete in der AWZ der Nordsee führen wird. Die Vorgaben des 45a Gesetzes zur Ordnung des Wasserhaushalts (WHG), der die Meeresstrategierahmenrichtlinie in nationales Recht umsetzt, sind zu beachten. Zusätzlich müssen die beste Umweltpraxis ( best environmental practice ) gemäß OSPAR- Übereinkommen sowie der jeweilige Stand der Technik berücksichtigt werden. Diese Vorgaben sind im Rahmen des Einzelverfahrens zu konkretisieren. Sollten Vorkommen von in 30 BNatSchG genannten Strukturen bei näheren Untersuchungen im konkreten Verfahren zur Genehmigung/ Planfeststellung von Konverterplattformen aufgefunden werden, sind diese zu analysieren und bei der Entscheidungsfindung mit besonderem Gewicht zu behandeln. Ggf. ist eine räumliche Alternative im Nahbereich zu ermitteln, die die entsprechenden Schutzgüter besser zu wahren in der Lage ist. Jedoch ist zum jetzigen Zeitpunkt keine konkrete räumliche Zuordnung der genannten Strukturen möglich. Mit Blick auf 2 Absatz 2 Nummer 6 ROG, der den Schutz, die Pflege und die Entwicklung von Natur und Landschaft mit den Erfordernissen eines Biotopverbundsystems verbindet, soll sichergestellt werden, dass die Ausbreitungsvorgänge und weiträumigen ökologischen Wechselbeziehungen der Arten und ihrer Lebensräume berücksichtigt werden Schallminderung Wenn die Konverterplattformen mit Pfahlgründungen installiert werden, so ist während der Rammung der Fundamente der Einsatz eines geeigneten Schallminderungssystems vorzusehen. Das Schallminderungssystem ist frühzeitig im Rahmen des Designs der Gründungskonstruktion zu integrieren. Die strategische Umweltprüfung kommt zu dem Ergebnis, dass nur bei Einhaltung von im Einzelverfahren festgelegten Lärmschutzwerten nach aktuellem Kenntnisstand mit ausreichender Sicherheit gewährleistet ist, dass die Anforderungen an den Artenschutz eingehalten und die Schutz- und Erhaltungsziele von Natura2000-Gebieten nicht erheblich beeinträchtigt werden. Maßnahmen zum Schallschutz werden standortspezifisch und bezogen

41 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 39 auf die eingesetzte Gründungkonstruktion im Einzelfall konkretisiert. Dies erfolgt projektspezifisch im Rahmen der Zulassungsverfahren. Neben dem eigentlichen Schallminderungssystem ist der Einsatz weiterer umfangreicher schallschützender Maßnahmen und Überwachungsmaßnahmen erforderlich Berücksichtigung von Kulturgütern Bei der Standortwahl sollen bekannte Fundstellen von Kulturgütern berücksichtigt werden. Sollten bei der Planung oder Errichtung der Konverterplattformen bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kulturgüter aufgefunden werden, sollen entsprechende Maßnahmen zur Sicherung des Kulturgutes getroffen werden. Diese Festlegung leitet sich aus dem Grundsatz der Raumordnung (13) ab, nach dem bei der Standortwahl für Offshore-Windenergieparks bekannte Fundstellen von Kulturgütern berücksichtigt werden und entsprechende Maßnahmen zur Sicherung des Kulturgutes getroffen werden sollen, falls bei der Planung oder Errichtung von Offshore-Windenergieparks bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kulturgüter aufgefunden werden. Im Meeresboden können sich Kulturgüter von archäologischem Wert befinden, wie z. B. Bodendenkmale, Siedlungsreste oder historische Schiffswracks. Gemäß Artikel 149 Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen (SRÜ) sind gefundene Gegenstände archäologischer oder historischer Art zum Nutzen der gesamten Menschheit zu bewahren oder zu verwenden. Eine große Anzahl solcher Schiffswracks ist bekannt und in der Unterwasserdatenbank des BSH verzeichnet. Die bei den zuständigen Stellen vorhandenen Informationen sollten bei der Auswahl von Standorten für die Errichtung von Konverterplattformen berücksichtigt werden. Es ist allerdings nicht auszuschließen, dass bei der näheren Untersuchung geplanter Standorte bzw. bei der Errichtung bisher nicht bekannte Kulturgüter aufgefunden werden. Um diese nicht zu beschädigen, sollen in diesem Falle in Absprache mit der zuständigen Behörde (unter Einbindung von Denkmalschutz- und Denkmalfachbehörden) geeignete Sicherungsmaßnahmen durchgeführt werden. Die Funde sind wissenschaftlich zu untersuchen und zu dokumentieren. Gegenstände archäologischer oder historischer Art sollen entweder an Ort und Stelle oder durch Bergung erhalten und bewahrt werden können. Die Erhaltung des kulturellen Erbes, insbesondere des archäologischen Erbes unter Wasser, liegt im Sinne des 2 Abs. 1 S. 2 Nr. 3 SeeAnlV im öffentlichen Interesse. Unter Maßgabe dieses Planungsgrundsatzes ist auch im Rahmen der strategischen Umweltprüfung nicht von einer erheblichen Beeinträchtigung dieses Schutzgutes auszugehen Berücksichtigung von Fundstellen von Kampfmitteln Bei der Standortwahl sollen bekannte Fundstellen von Kampfmitteln vermieden werden. Sollten bei der Planung oder Errichtung der Konverterplattformen bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kampfmittel aufgefunden werden, sind entsprechende Schutzmaßnahmen zu ergreifen. Im Jahr 2011 wurde von einer Bund-Länder-Arbeitsgruppe ein Bericht zur Munitionsbelastung im Meer veröffentlicht. Die Belastung der deutschen Nordsee mit Kampfmitteln wird nach derzeitigem Kenntnisstand auf bis zu 1,3 Mio. t geschätzt, wobei sich abgesehen von einem 15 sm westlich Sylts gelegenen Munitionsversenkungsgebiet, alle derzeit bekannten munitionsbelasteten Flächen innerhalb der deutschen Küstengewässer befinden. Im Bericht wird auf eine unzureichende Datenlage hingewiesen, so dass davon auszugehen ist, dass auch im Bereich der deutschen AWZ vereinzelt Kampfmittelvorkommen zu erwarten sind. Auf Basis derzeit vorliegender Informationen ist die Wahrscheinlichkeit des Auffindens chemischer Kampfmittel im Bereich der deutschen Nordseegewässer als deutlich geringer als die der Auffindung konventioneller Kampfmittel einzustufen, diese kann jedoch nicht ausgeschlossen werden. Die entsprechenden Einzelheiten zu ggf. erforderlich werdenden Schutzmaßnahmen werden in den einzelnen Zulassungsverfahren geregelt.

42 40 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Rückbaupflicht Nach Aufgabe der Nutzung sind Konverterplattformen zurückzubauen. Diese Festlegung setzt das Ziel der Raumordnung (5) um, nach dem nach Aufgabe der Nutzung Offshore-Windenergieanlagen grundsätzlich zurückzubauen sind. Verursacht jedoch der Rückbau größere nachteilige Umweltauswirkungen als der Verbleib, ist von ihm ganz oder teilweise abzusehen, es sei denn, der Rückbau ist aus Gründen der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs erforderlich. Entsprechend der raumordnerischen Leitlinie, dass ortsfeste Nutzungen reversibel sein müssen, d. h. nur vorübergehend und zeitlich begrenzt stattfinden dürfen, sind auch Konverterplattformen nach Aufgabe der Nutzung zurückzubauen. Somit wird auch einer Behinderung einer etwaigen weiteren Planbarkeit dieser Fläche entgegengewirkt. Die Anordnung sowie die Ausgestaltung des Rückbaus im Einzelfall obliegen der zuständigen Fachbehörde. Für den Fall, dass der Rückbau größere nachteilige Umweltauswirkungen verursacht als der Verbleib, ist von ihm ganz oder teilweise abzusehen, es sei denn, Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs erfordern den Rückbau. Die vollständige Entfernung der Fundamente dürfte aus Gründen der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs nicht erforderlich sein und im Übrigen größere Auswirkungen auf die Meeresumwelt haben als der teilweise Verbleib. Jedoch muss der Rückbau so weit erfolgen, dass die Oberkante des verbleibenden Fundaments unterhalb der beweglichen Sedimentunterkante liegt. Dies ist je nach Örtlichkeit für eine angemessene Zeit zu überprüfen, sodass sichergestellt ist, dass kein Hindernis entsteht. Durch die Rückbaupflicht können langfristige Optionen der Flächennutzung offen gehalten werden, da Nachnutzungen erleichtert werden und somit ein Beitrag zur Nachhaltigkeit geleistet werden kann. Überdies dient sie dem Schutz der Meeresumwelt. Die genauen Festlegungen zum Rückbau bleiben dem Einzelverfahren vorbehalten, um die Anforderungen u. a. an den entsprechenden Standort anzupassen Räumliche Festlegungen Bei der Aufstellung des BFO wurden die bereits genehmigten bzw. gebauten Konverterplattformen des ÜNB berücksichtigt. Dies sind in Cluster 2 die Konverterplattform DolWin alpha mit 800 MW sowie das Umspannwerk des Windparks alpha ventus mit 60 MW (Drehstrom-Seekabelsystem). In Cluster 4 wurde eine Genehmigung für HelWin alpha (576 MW) erteilt, in Cluster 6 bestehen Genehmigungen für BorWin alpha (400 MW) und BorWin beta (800 MW). Hinzu kommen die vom ÜNB bereits vergebenen Plattformen DolWin beta, HelWin beta und SylWin alpha, deren Planungen in diesem Plan ebenfalls übernommen wurden. Aufgrund vorliegender unbedingter Netzanschlusszusagen und daraufhin getätigter Investitionen des Netzbetreibers wurde der vom ÜNB geplante Konverterstandort in Cluster 8 ( BorWin gamma ) übernommen. Darüber hinaus werden in diesem Plan 17 weitere Plattformen vorgesehen. Diese sind überwiegend so angeordnet, dass z. B. durch die Lage an Schifffahrtsrouten bzw. Natura2000- Gebieten eine Seite der Plattform nicht verbaut werden kann, um die Erreichbarkeit mittels Schiff und Helikopter sicherzustellen. Die einzigen nicht an einer Schifffahrtsroute oder einem Natura2000-Gebiet liegenden Plattformen befinden sich in Cluster 12. Hier liegen die Plattformen in nord-südlicher Ausrichtung mittig im Cluster westlich neben dem bereits bestehenden grenzüberschreitenden Seekabelsystem NorNed. Dementsprechend sind für diesen Standort Korridore für den Schiffs- und Flugverkehr vorzusehen. An der Mehrzahl der Standorte werden zwei Plattformen in unmittelbarer Nachbarschaft zueinander (vgl. Kapitel ) vorgesehen. Hiervon wird insbesondere in den Clustern abgewichen, in denen nur eine Plattform erforderlich ist (Cluster 1, 8, 10). In Cluster 6 wird die dritte erforderliche Plattform abweichend von aktuellen Planungen des ÜNB alleinstehend etwa 6 km südlich der Plattformstandorte von BorWin alpha und BorWin beta vorgesehen. In Cluster 3 werden entsprechend der bisherigen Planungen des ÜNB drei Plattformen nebeneinander geplant.

43 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 41 In Cluster 1 wird eine Einzelfalllösung zwischen den Beteiligten notwendig sein, da bereits Einschränkungen bestehen. Diesbezüglich haben bereits Abstimmungsgespräche begonnen. Es wird angestrebt, eine möglichst optimierte Lösung zu finden. Die Plattform ist derzeit mittig zwischen der südöstlichen Ecke des genehmigten Windparks und dem südlich angrenzenden FFH-Gebiet Borkum-Riffgrund geplant Kartographische Darstellung Abbildung 2: Standorte für Konverterplattformen in Windparkclustern 5.2 Gleichstrom-Seekabelsysteme Unter einem Gleichstrom-Seekabelsystem im Sinne dieses Plans ist ein Unterwasserkabelsystem zu verstehen, das die in den Offshore-Windenergieanlagen produzierte Energie von der Konverterplattform bis zu den Grenzkorridoren I bis IV an der Grenze der AWZ und 12 sm-zone führt. Das GleichstromSeekabelsystem besteht nach dem Stand der Technik aus zwei Leitern, einem Hin- und einem Rückleiter, die gebündelt mit einem Lichtwellenleiter zur Kommunikation verlegt werden Standardisierte Technikvorgaben Zusammenfassung Selbstgeführte Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) Übertragungsspannung +/- 320 kv Standardleistung 900 MW

44 42 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Gleichstromsystem: Selbstgeführte Technologie Gleichstrom-Seekabelsysteme werden als selbstgeführte Hochspannungsgleichstromübertragung ausgeführt. Wegen der Begründung wird auf die Begründung zur standardisierten Technikvorgabe verwiesen Übertragungsspannung +/- 320 kv Gleichstrom-Seekabelsysteme werden mit einer einheitlichen Übertragungsspannung von +/- 320 kv ausgeführt. Wegen der Begründung wird auf die Begründung der standardisierten Technikvorgabe verwiesen Standardleistung 900 MW Gleichstrom-Seekabelsysteme werden mit einer Standardleistung von 900 MW ausgeführt. Wegen der Begründung wird auf die Begründung der standardisierten Technikvorgabe verwiesen Planungsgrundsätze Der Raumordnungsplan hat bezüglich der Anbindungsleitungen unter Grundsätze und Ziel der Raumordnung definiert. Diese betreffen Verlegung, Betrieb und Rückbau der Seekabel. In den einzelnen Planungsgrundsätzen wird auf die jeweiligen Aussagen der Raumordnung verwiesen. Das Ziel der Rücksichtnahme wird durch die Festlegung und die folgenden standardisierten Technikvorgaben umgesetzt. Die weiteren Grundsätze werden weitestgehend umgesetzt. Zusammenfassung größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelführung Abstand bei Parallelverlegung: 100 m; nach jedem zweiten Kabelsystem 200 m Führung durch Grenzkorridore I bis IV Rechtwinklige Kreuzung der Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt Berücksichtigung bestehender und genehmigter Nutzungen (Bebauung 500 m Abstand, Schifffahrtsrouten 300 m Abstand) Kreuzungen vermeiden, wenn zwingend erforderlich, dann möglichst rechtwinklig; Abstand zwischen Wendepunkten 250 m Verlegetiefe 1,5 m, innerhalb der Verkehrstrennungsgebiete 3,0 m Verlegung möglichst außerhalb der Natura2000-Gebiete/geschützten Biotope Schonendes Verlegeverfahren Zeitliche Gesamtkoordinierung der Verlegearbeiten Berücksichtigung von Kulturgütern und Fundstellen von Kampfmitteln Rückbaupflicht

45 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Bündelung Bei der Verlegung von Gleichstrom-Seekabelsystemen ist eine größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelführung zueinander anzustreben. Zudem soll die Trassenführung möglichst parallel zu bestehenden Strukturen gewählt werden. Diese Festlegung setzt den Grundsatz der Raumordnung (7) um, nach dem bei der Verlegung von Seekabeln eine größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelverlegung anzustreben ist. Zudem soll die Trassenführung möglichst parallel zu vorhandenen Strukturen und baulichen Anlagen gewählt werden. Um Auswirkungen auf andere Nutzungen und den Koordinierungsbedarf unter sowie mit anderen Nutzungen zu minimieren und möglichst wenig Zwangspunkte für künftige Nutzungen zu schaffen, sollen Seekabelsysteme möglichst gebündelt werden. Eine Bündelung im Sinne einer Parallelführung reduziert zudem Zerschneidungseffekte. Diese können weiter reduziert werden, wenn eine Kabelführung parallel zu vorhandenen Strukturen und baulichen Anlagen gewählt wird Abstand bei Parallelverlegung Bei der Parallelverlegung von Gleichstrom-Seekabelsystemen ist zwischen den einzelnen Systemen ein Abstand von 100 m einzuhalten. Nach jedem zweiten Kabelsystem ist ein Abstand von 200 m einzuhalten. Für die Ermittlung angemessener Abstände zwischen den Seekabelsystemen existieren verschiedene internationale Empfehlungen wie beispielsweise des International Cable Protection Committee (ICPC) und des Subsea Cables UK. Im Rahmen von OSPAR ist im Juni 2012 eine Richtlinie zu Kabelverlegung veröffentlicht worden, die die aktuelle Praxis widerspiegelt. Hier werden jedoch keine generellen Aussagen zu Abständen gemacht. DNV KEMA hat im Auftrag der Stiftung Offshore Windenergie und des Offshore Forum Windenergie eine Studie zu Mindestabständen bei Seekabeln erstellt, die im Wesentlichen auf einer Auswertung der vorhandenen Informationen und Richtlinien beruht und Empfehlungen zu Abständen macht. Im Rahmen der Konsultation wurden sowohl Stellungnahmen eingereicht, die sich für eine Erhöhung der vorgeschlagenen Abstände aussprechen, als auch Stellungnahmen, die sich für eine Reduzierung der im Entwurf vorgeschlagenen Abstände aussprechen. Dieser Planungsgrundsatz stellt jetzt einen Kompromiss zwischen den vielgestaltigen, jeweils verständlichen und nachvollziehbaren Argumenten und Interessen dar. Die hier getroffenen Festlegungen weichen von den Vorgaben des International Cable Protection Committee (ICPC) und des Subsea Cables UK ab, die jeweils größere Abstände, insbesondere um notwendige Reparaturen vornehmen zu können, fordern. In den Recommendation s des ICPC wird in Rec. 2 mindestens die dreifache Wassertiefe als Abstand bei einer Parallelverlegung gefordert. In Rec. 13 des ICPC sowie in Guideline 6 des Subsea Cable UK wird ausgeführt, dass für die Reparatur von Kabeln neben der doppelten Wassertiefe zusätzlich auch die Schiffslänge, Schiffshöhe und der Ausleger für die erneute Verlegung zu berücksichtigen sind. ICPC fordert hierfür bei 40 m Wassertiefe einen Abstand von m, während Subsea Cable UK bei bis zu 100 m Wassertiefe einen Abstand von 155 m (Schiff und Reparaturbereich) zuzüglich der jeweiligen Wassertiefe fordert. Für die Verlegung selbst wird in 40 m Wassertiefe je nach Verlegeverfahren hinter dem Verlegefahrzeug ein bis zu 780 m langer Korridor für die Verlegung des Kabels benötigt. Die von DNV KEMA erstellte Studie zu Mindestabständen bei Seekabeln ermittelt die technisch minimal möglichen Abstände und das entsprechende Gefährdungspotential für die Kabel. Es wird beschrieben, unter welchen Rahmenbedingungen (bspw. Schiffe, Wetterverhältnisse, Wassertiefen) diese Werte zu erreichen sind. In der Studie empfiehlt DNV KEMA in Wassertiefen bis 50 m einen Abstand von mind. 50 m zwischen 2 Systemen. Als sinnvoll wird jedoch ein Abstand von 100 m eingeschätzt, um Reparaturen vor Ort einfacher durchführen zu können. Bei mehr als zwei parallel liegenden Kabeln wird zwischen dem zweiten und dritten Kabel ein Abstand von 200 m empfohlen.

46 44 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Bei der Bestimmung der erforderlichen Abstände im Rahmen dieses Plans sind der Ausschluss gegenseitiger thermischer Beeinflussung, die sichere Verlegung sowie ein ausreichender Sicherheitsabstand im Falle von Reparaturmaßnahmen von Bedeutung. Aufgrund der bereits sehr engen räumlichen Verhältnisse in der AWZ der Nordsee, insbesondere im Bereich zwischen den Verkehrstrennungsgebieten, wird in diesem Plan für Wassertiefen bis 60 m ein Abstand von 100 m zwischen den Kabeln festgelegt. Insbesondere für Reparaturmaßnahmen ist nach jedem zweiten Kabel ein Abstand von 200 m vorzusehen. Die Abstände zwischen den Seekabelsystemen ergeben sich u.a. aus der Wassertiefe und den für Verlegung und Reparatur technisch erforderlichen Abständen. Die technisch erforderlichen Abstände sind auch vom Schiffstyp abhängig, der für Verlegung und Reparatur eingesetzt wird. Es ist davon auszugehen, dass diese Abstände für alle derzeit am Markt verfügbaren Schiffe (selbstpositionierende Schiffe, aber auch Ankerbargen) bei entsprechenden Wetterbedingungen ausreichen. Bei den Abständen untereinander ist insbesondere bei einer großen Bündelung zu bedenken, dass die bei Reparaturen erforderlich werdenden Omega-Schleifen ebenfalls von der Wassertiefe und der Länge der schadhaften Stelle abhängen. Entsprechend wird nach jedem zweiten Seekabelsystem ein größerer Abstand von 200 m gefordert. Der BFO legt zudem nicht die tatsächlichen Seekabeltrassen fest, sondern lediglich Korridore. Die genaue Planung der Seekabeltrasse ( Feintrassierung ) bleibt dem jeweiligen Zulassungsverfahren vorbehalten. Bei der Trassierung und damit verbundenen Anordnung der Kabel muss möglichst frühzeitig berücksichtigt werden, dass die Planungsgrundsätze umgesetzt werden. Dabei hat auch die Realisierungsreihenfolge der Netzanschlusssysteme einen entscheidenden Einfluss auf die Anordnung der Kabel im Trassenkorridor, diese ergibt sich im Offshore-Netzentwicklungsplan, wobei die Festlegungen des BFO berücksichtigt werden müssen. Durch diesen Grundsatz können der Flächenbedarf und die Umweltauswirkungen bei Verlegung und Rückbau vermindert werden Führung durch Grenzkorridore Gleichstrom-Seekabelsysteme sind grundsätzlich durch die an der Grenze zur AWZ und der 12 sm-zone festgelegten Grenzkorridore I bis IV zu führen. Diese Festlegung setzt unter Modifikation das Ziel der Raumordnung (10) um, nach dem am Übergang zum Küstenmeer sowie zur Kreuzung der VTG vor der ostfriesischen Küste Seekabel zur Ableitung in der AWZ erzeugter Energie durch festgelegte Zielkorridore zu führen sind. Die hier vorgesehenen Grenzkorridore leiten sich aus den im Raumordnungsplan festgelegten Zielkorridoren und dem zwischenzeitlich festgestellten Bedarf ab. Aufgrund des erheblich höheren Bedarfs an stromabführenden Leitungen sind in die Planung im Vergleich zum Raumordnungsplan zwei zusätzliche Korridore aufgenommen worden, während die bestehenden erweitert wurden. Grenzkorridor I (Ems-Trasse) ist im Raumordnungsplan für die AWZ noch nicht berücksichtigt, jedoch im niedersächsischen Landes-Raumordnungsprogramm 14 bereits erfasst. Grenzkorridor II (Norderney) entspricht dem im Ausschnitt C des Kartenteils des Raumordnungsplans dargestellten Zielkorridor, wurde aber erweitert, um den tatsächlichen Bedarf gerecht zu werden. Grenzkorridor III (Europipe 2) ist eine zusätzliche Festlegung, die im Vergleich zum Raumordnungsplan notwendig ist, da eine geordnete und gebündelte Stromabführung sonst nicht gewährleistet ist. Grenzkorridor IV entspricht dem im Ausschnitt B des Kartenteils des Raumordnungsplans festgelegten Zielkorridor. Auch hier war eine Erweiterung nötig, um dem tatsächlich festgestellten Bedarf gerecht zu werden. Zu den Einzelheiten des Bedarfs siehe auch Kapitel Da insbesondere Gleichstrom-Seekabelsysteme über das Küstenmeer bis zum technisch und wirtschaftlich günstigsten Netzverknüpfungspunk an Land geführt werden müssen, ist es 14 Verordnung zur Änderung der Verordnung über das Landes-Raumordnungsprogramm Niedersachsen (LROP) vom 24. September 2012

47 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 45 notwendig, die Übergabe der Kabel an geeigneten Grenzkorridoren an der Grenze zum Küstenmeer sicherzustellen. Mit Blick auf die vorgesehene Lage der Grenzkorridore ergeben sich innerhalb der AWZ bereits starke Restriktionen aufgrund der bereits genehmigten Offshore-Windparks der Cluster 1, 2 und 3. Diese genießen aufgrund von Genehmigungen bzw. des regelmäßig fortgeschrittenen Planungsstadiums Vertrauensschutz, so dass der bestehende Platzmangel durch Festlegungen in diesem Plan nicht ohne weiteres gelöst werden kann. Zudem sind bestehende Strukturen, d.h. insbesondere bereits in Betrieb befindliche Kabel und Rohrleitungen zu beachten, indem sich die zukünftig geplanten Seekabelsysteme in das bestehende System einzufügen haben. Gleichzeitig müssen die Trassen sinnvoll durch das Küstenmeer bis zu den Netzverknüpfungspunkten geführt werden können. Im Küstenmeer sind die Planungen jedoch noch nicht so weit fortgeschritten, dass eine ausreichende Anzahl von Trassen für die Erreichung der vorgegebenen Planungshorizonte ausgewiesen worden sind. Daher sind die Grenzkorridore in diesem Plan in enger Abstimmung mit den Küstenländern festzulegen. In den Bereichen, in denen es nach jetzigem Kenntnisstand möglich ist, werden im Übergangsbereich zum Küstenmeer zur Bündelung von Gleichstrom-Seekabelsystemen die Grenzkorridore I bis IV festgelegt. Durch diese sind sämtliche Gleichstrom-Seekabelsysteme zu führen. Hierdurch sollen die Kabel an diesen Stellen so weit wie möglich konzentriert und zur weiteren Ableitung in Richtung der Netzverknüpfungspunkte gebündelt werden. Die Dimensionierung der Grenzkorridore am Übergang zum Küstenmeer ergibt sich aus den Abständen zwischen den Kabelsystemen und der Anzahl der erforderlichen Systeme sowie der jeweiligen Platzsituation am Übergang zum Küstenmeer. Die Trassenführung im Küstenmeer wird nicht festgelegt, diese obliegt anderen Stellen in den dafür vorgesehenen Verfahren. Nach Konsultation der Einvernehmensbehörde und Abstimmung den Küstenländern ist jedenfalls nicht ausgeschlossen, die bis zu den im Plan festgelegten Grenzkorridoren I (Ems) bis IV (Büsum) vorgesehene Kabelführung zum Netzverknüpfungspunkt an Land gelangen zu lassen. Diese Abstimmung hat jedoch ergeben, dass der im Entwurf (Stand September 2012) vorgesehene Grenzkorridor II (Norpipe) im Küstenmeer nicht weitergeführt werden kann. Daher wurde dieser Grenzkorridor in der Planung nicht mehr berücksichtigt. Bei der Festlegung der übrigen Korridore ist noch keine Bewertung der Weiterführung etwa in Bezug auf den Nationalpark und/ oder das NATURA2000- Gebiet erfolgt. Dabei werden alle Gleichstrom- Seekabelsysteme, die für eine Abführung des Stroms aus den Clustern 1 bis 13 erforderlich sind, in die Planung einbezogen. Dies sind unter Zugrundelegung der unter Kapitel angenommenen Leistung von ca. 21 GW insgesamt (inklusive bereits verlegter Kabel) voraussichtlich 20 Seekabelsysteme in Richtung der niedersächsischen Küste und sechs Kabelsysteme in Richtung der schleswig-holsteinischen Küste. Die Lage der Grenzkorridore am Übergang zum Küstenmeer in Richtung Niedersachsen ergibt sich aus den bereits genehmigten bzw. planungsrechtlich verfestigten Windparkplanungen im Bereich zwischen den beiden Verkehrstrennungsgebieten German Bight Western Approach und Terschelling German Bight. In Niedersachsen sind die Norderney-Trasse (Grenzkorridor II, technisch machbar fünf Systeme) und die Westeremstrasse (Grenzkorridor I, technisch machbar voraussichtlich drei Systeme) im Landes-Raumordnungsprogramm ausgewiesen. Für die Jadetrasse (geplant zwei Systeme zusätzlich zum grenzüberschreitenden Seekabelvorhaben NorGer ) existiert eine landesplanerische Feststellung für das NorGer -Seekabelsystem. Über diese drei Trassen lassen sich nach jetziger Kenntnis zehn Gleichstrom-Seekabelsysteme und ein grenzüberschreitendes Seekabelsystem anlanden. Für die weiteren erforderlich werdenden zehn Gleichstrom-Seekabelsysteme sind planerisch derzeit noch keine Trassen auf der niedersächsischen Seite vorgesehen. Niedersachsen hat im Verfahren darauf hingewiesen, dass ein Korridor parallel zu Norpipe (ehem. Grenzkorridor II) im Küstenmeer nicht weiterzuführen ist. Dieser Korridor wurde bei der Überarbeitung entsprechend gestrichen. Die Frage der räumlichen Führung der Trassen wurde als derzeit noch nicht definitiv zu klären erachtet, ein Raumordnungsverfahren für 10 weitere Trassen zu den Korridoren II (Norderney) und III (östlich der Europipe 2) wurde mit einer Antragskonferenz vorbereitet. Zu berücksichtigen ist in diesem Zusammenhang, dass es sich bei dem Mehrbedarf im Wesentlichen um Trassen handelt, die erst in einem späteren Entwicklungsstadium benötigt werden, so dass

48 46 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks entsprechende planerische Entwicklungsschritte noch im Rahmen der Fortschreibungen des BFO erfolgen können. In diesem Zusammenhang ist von zentraler Bedeutung, dass die Ziele des Szenariorahmens für die Perspektive 2022 mit den derzeitigen Planungsgrundlagen des Landes Niedersachsen in Einklang zu bringen sind. Zum Küstenmeer Schleswig-Holsteins wird weiterhin nur die von Schleswig-Holstein bereits genehmigte Büsum-Trasse (aktuell vier genehmigte Gleichstrom-Seekabelsysteme im Küstenmeer) benötigt. Auf dieser sind jedoch in der längerfristigen Perspektive bis zum Jahr 2030 zwei zusätzliche Gleichstrom-Seekabelsysteme vorgesehen, die im Küstenmeer von Schleswig-Holstein noch nicht in die Planung aufgenommen worden sind. Auch hier gelten die Ausführungen zu den Planungsgrundlagen Niedersachsens entsprechend Kreuzung der Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt Für die Schifffahrt im Raumordnungsplan AWZ Nordsee festgelegte Vorrang- und Vorbehaltsgebiete sollen von Gleichstrom-Seekabelsystemen möglichst auf kürzestem Weg gekreuzt werden, sofern eine Parallelführung zu bestehenden baulichen Anlagen nicht möglich ist. Diese Festlegung setzt das Ziel der Raumordnung (4) um, nach dem die für die Schifffahrt festgelegte Vorranggebiete von Seekabeln zur Ableitung der in der AWZ erzeugten Energie auf kürzestem Weg zu kreuzen sind, sofern eine Parallelführung zu bestehenden Strukturen und baulichen Anlagen nicht möglich ist. Zur Minimierung der gegenseitigen Beeinträchtigung von Schifffahrt und Netzinfrastruktur ist es erforderlich, dass die Kabeltrassen die Vorranggebiete für Schifffahrt auf möglichst kurzem Wege kreuzen. Dies gilt wegen der Vielzahl der zu erwartenden Kabelsysteme im besonderen Maße für die Gleichstrom-Seekabelsysteme, aber auch für alle anderen Seekabelsysteme, es sei denn, eine Parallelführung zu vorhandenen Strukturen und baulichen Anlagen ist möglich. Durch eine Parallelführung zu vorhandenen Strukturen kann die Flächeninanspruchnahme und zugunsten der Schifffahrt die Entwertung des Manövrierraumes als Ankergrund reduziert werden Berücksichtigung bestehender und genehmigter Nutzungen Bei der Wahl der Streckenführung von Gleichstrom-Seekabelsystemen soll Rücksicht auf bestehende und genehmigte Nutzungen und Nutzungsrechte sowie auf die Belange der Schifffahrt und Fischerei genommen werden. Auf bereits vorhandene Rohrleitungen und Seekabel ist bei der Wahl des Streckenverlaufs für neue Seekabelsysteme gebührend Rücksicht zu nehmen; es ist ein Abstand von 500 m einzuhalten. Diese Festlegung leitet sich ebenfalls aus unter (6) und (7) festgelegten Grundsätzen und Zielen der Raumordnung ab. Die Festlegung setzt insbesondere die mit den Zielen und Grundsätzen der Raumordnung angestrebte Konfliktminimierung weiter um. Im Zuge der Konfliktminimierung sollten bei der Wahl der Streckenführung von Seekabelsystemen möglichst frühzeitig die Belange der Schifffahrt (insbesondere in Bezug auf Vorrangund Vorbehaltsgebiete) und bestehende und genehmigte Nutzungen/ Nutzungsrechte (Offshore-Windparks) berücksichtigt werden. Eine Streckenführung außerhalb dieser Gebiete ist anzustreben. Auch auf die Belange der Fischerei sollte frühzeitig Rücksicht genommen werden. Um das Risiko der Beschädigung bereits vorhandener Rohrleitungen und Seekabel zu reduzieren und um die Möglichkeiten der Reparatur nicht zu beeinträchtigen, ist bei der Wahl der Streckenführung neuer Seekabelsysteme auf bereits vorhandene Strukturen gebührend Rücksicht zu nehmen und in diesen Bereichen ein Abstand von 500 m einzuhalten. Bei Rohrleitungen entspricht dies den im Raumordnungsplan festgelegten Vorrang- bzw. Vorbehaltsgebieten. Dieser Raum wird ggf. für Reparaturen an den bereits in Betrieb befindlichen Rohrleitungen benötigt. Auch zu Kabeln Dritter (Daten- bzw. Stromkabel) ist ein angemessener Abstand von im Regelfall 500 m einzuhalten. Mit diesem Abstand wird ein im

49 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 47 Vergleich mit entsprechenden international abgestimmten Richtlinien ein geringerer Abstand festgelegt. Bei einer Parallelverlegung zu Vorbehaltsgebieten für Schifffahrt ist zur Konfliktminimierung ein Regelabstand von 300 m zur Schifffahrtsroute einzuhalten (vgl. Grundsatz ). Die Vorbehaltsgebiete Schifffahrt sind als Ausweichflächen zum Zwecke der Navigation speziell für Manövriertätigkeiten und damit auch zum Ankern vorgesehen. Im Falle einer manövrierbedingten Ankerung, insbesondere auch bei einer Notankerung bei Abdriften in gesperrte Bereiche (bspw. Windparks) ist eine Aufankerung des Kabels ggf. möglich. Insofern ist eine Inanspruchnahme der für die Schifffahrt vorgesehenen Gebiete für das Kabel selbst nicht sinnvoll; das damit verbundene Risiko ist zu vermeiden. Entsprechend ist ein ausreichender Abstand, nicht nur zu den Vorranggebieten, sondern auch zu den Vorbehaltsgebieten für Schifffahrt einzuhalten. Im Bereich der Cluster 1, 2 und 3 ist es durch die planungsrechtliche Verfestigung der Windparks nicht in allen Fällen möglich, diese Abstände einzuhalten. Der Abstand von 500 m zu Windenergieanlagen ist erforderlich, damit während des laufenden Betriebs des Offshore-Windparks an den Seekabelsystemen des ÜNB gearbeitet werden kann. Auch für den Fall, dass gleichzeitig an Kabeln und dem Windpark gearbeitet wird, muss genügend Raum für das Bauschiff der Windenergieanlage und das Verlegeschiff zur Verfügung stehen. Auch die internationalen Richtlinien fordern einen Mindestabstand von 500 m zu Windenergieanlagen und weisen darauf hin, dass für Verlegung und Reparatur größere Abstände benötigt werden 15. Durch eine Reduzierung dieses Abstandes, wie im Rahmen der Konsultation mehrfach gefordert, würden die Reparaturmöglichkeiten auf bestimmte Schiffstypen eingeschränkt und damit ggf. verzögert. Zudem wären die Reparaturen nicht bei laufendem Betrieb der Windparks möglich. Sollte eine Einhaltung der Abstände im Einzelfall nicht möglich sein, so ist dies im Rahmen des Zulassungsverfahrens zu erörtern Kreuzungen Kreuzungen von Gleichstrom-Seekabelsystemen sollen sowohl untereinander als auch mit anderen bestehenden Rohrleitungen und bestehenden oder im Rahmen dieses Plans festgelegten Seekabeln so weit wie möglich vermieden werden. Wenn Kreuzungen nicht vermieden werden können sind diese nach dem jeweiligen Stand der Technik und möglichst rechtwinklig auszuführen. Für den Fall, dass das nicht zu vermeidende Kreuzungsbauwerk nicht rechtwinklig ausgeführt werden kann, sollte der Kreuzungswinkel 45 nicht unterschreiten sowie zwischen den erforderlich werdenden Wendepunkten ein Abstand von mindestens 250 m vorgesehen werden. Die Festlegung leitet sich aus dem Grundsatz der Raumordnung (7) ab, nach dem Kreuzungen von Seekabeln sowohl untereinander als auch mit anderen bestehenden und geplanten Rohrleitungen und Seekabeln so weit wie möglich vermieden werden sollen. In Übereinstimmung mit dem Grundsatz der Parallelführung sollen Kreuzungen sowohl der Seekabelsysteme untereinander als auch mit bestehenden Rohrleitungen und bestehenden oder im Rahmen dieses Planes festgelegten Seekabeln so weit wie möglich vermieden werden. Beim Bau von Kreuzungen kommt es durch die Errichtung des Kreuzungsbauwerks zu Unterbrechung bei der Kabelverlegung, da vor der Kabelverlegung erst das Kreuzungsbauwerk errichtet werden muss. Durch das Kreuzungsbauwerk entstehen Risiken für die bestehende Infrastruktur, da diese innerhalb des Kreuzungsbauwerks nicht mehr oder nur schwer zu erreichen ist. Dies führt wiederum zu erhöhtem Reparaturaufwand, was ein erhöhtes Verkehrsaufkommen von Reparaturschiffen zur Folge hat. Zudem wird bei jeder Kreuzung künstliches Hartsubstrat in den Boden eingebracht. Unter den Aspekten der Minimierung des 15 Vgl. ICPC Rec. 6 und 13 sowie Subsea Cable UK Guideline 6

50 48 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Eingriffs in die Meeresumwelt und der Wirtschaftlichkeit sollten daher Kreuzungsbauwerke von vornherein soweit wie möglich vermieden werden. Wenn Kreuzungsbauwerke nicht vermieden werden können, sollte die Kreuzung nach dem jeweiligen Stand der Technik möglichst rechtwinklig ausgeführt werden. Ist dies nicht möglich, sollte der Kreuzungswinkel 45 nicht unterschreiten. Durch diesen Grundsatz wird die Größe des Kreuzungsbauwerks reduziert. Innerhalb des Kreuzungsbauwerks werden die beiden sich kreuzenden Seekabelsysteme im Regelfall durch Stahlbetonmatten voneinander getrennt. Diese reichen ca. 30 m zu jeder Seite über das zu kreuzende Seekabel hinaus. Je enger der Kreuzungswinkel wird, desto länger wird das erforderliche Kreuzungsbauwerk. Innerhalb des Kreuzungsbauwerks ist es aufgrund dieser baulichen Maßnahmen nicht möglich, das untere Kabelsystem zu reparieren. Bei Fehlstellen im unteren Kabel ist somit ggf. ein neues Kreuzungsbauwerk erforderlich. Für Kreuzungen sind Kreuzungsverträge zwischen den betroffenen Parteien festzulegen. Zudem ist zu berücksichtigen, dass im Bereich des Kreuzungsbauwerks die geforderte Verlegetiefe nicht eingehalten werden kann. Es ist damit zu rechnen, dass bei 1,5 m Verlegetiefe bei einem Kreuzungsbauwerk das obere Kabelsystem für mind. 100 m zusätzlich überdeckt werden muss. Die ggf. notwendige Überdeckung des Kreuzungsbauwerks sollte mit inerten natürlichen Materialien erfolgen und überfischbar bleiben. Zudem sind bei Kreuzungen die Biegeradien des Seekabels mit zu berücksichtigen. Da bei Seekabelsystemen keine Winkel unter 90 gelegt werden können, ist zwischen den Wendepunkten ein Abstand von mind. 250 m erforderlich Verlegetiefe Bei der Festlegung der Verlegetiefe von Gleichstrom-Seekabelsystemen sollen insbesondere die Belange der Schifffahrt und der Fischerei, des Schutzes der Meeresumwelt sowie der Systemsicherheit berücksichtigt werden. Dazu ist bei der Verlegung eine Überdeckungshöhe von 1,5 m außerhalb und von 3,0 m innerhalb der Verkehrstrennungsgebiete herzustellen. Die festgelegten Verlegetiefen entsprechen dem Grundsatz der Raumordnung (12) nach dem bei der Wahl der Verlegetiefe von Seekabeln zur Ableitung in der AWZ erzeugter Energie insbesondere die Belange der Schifffahrt und der Fischerei sowie des Schutzes der Meeresumwelt berücksichtigt werden sollen. Bei der Festlegung der Verlegetiefe von Gleichstrom-Seekabelsystemen sind verschiedene Belange untereinander abzuwägen. Durch eine ausreichende Verlegetiefe kann einerseits das Konfliktpotenzial durch die verlegten Kabel mit anderen Nutzungen reduziert werden. Vor allem kann die potentielle Beeinträchtigung der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs, der Fischerei sowie des Meeresumweltschutzes (vgl. Umweltbericht Kapitel 4.2.1) gemindert werden. Gleichzeitig wird die Gefahr der Beschädigung des Kabels und damit mögliche Kosten und Beeinträchtigungen durch Reparaturen durch eine höhere Überdeckung reduziert. Eine ausreichende Überdeckung dient damit zudem der Systemsicherheit. Auf der anderen Seite steigt mit zunehmender Verlegetiefe der bautechnische und wirtschaftliche Aufwand sowohl bei der Verlegung als auch im Reparaturfall. Da mehr Material umgelagert wird, ergibt sich während der Verlegung möglichweise auch eine größere Beeinträchtigungen der Meeresumwelt. Unabhängig von der Abwägung der Belange ist die Verlegetiefe grundsätzlich aufgrund der jeweiligen geologischen Gegebenheiten der Trasse sowie der verfügbaren Verlegeverfahren begrenzt. Entsprechend der aktuellen Genehmigungspraxis sind Seekabelsysteme mindestens 1,5 m unter Seebodenoberkante zu verlegen. Im Bereich der Verkehrstrennungsgebiete sind die Kabelsysteme mindestens 3,0 m unter Seebodenoberkante zu verlegen. Diese Anforderung der Genehmigung wird in erster Linie vor dem Hintergrund der Vermeidung einer Beeinträchtigung von Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs angeordnet. Sie bewirkt jedoch gleichzeitig die o. g. Vorteile einer ausreichenden Überdeckung. Der Netzbetreiber ist gehalten, die geforderten

51 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 49 Verlegetiefen bestmöglich im Rahmen der technischen Möglichkeiten zu erreichen. Sollte dies im Einzelfall aufgrund ungünstiger Bodenverhältnisse technisch nicht machbar sein, werden die Ursachen analysiert und geeignete Maßnahmen erarbeitet. Die Eingrabtiefe für Seekabeln von 1,5 bzw. 3,0 m wurde im Rahmen der AG Genehmigungsrelevante Richtwerte im Jahr 2005 erarbeitet und seitens der Wasser- und Schifffahrtsverwaltung unter Berücksichtigung einzelfallabhängiger Parameter und in Abhängigkeit von Randbedingungen wie der Frequenz und Struktur des Schiffsverkehrs oder den Eindringtiefen von Ankern eines geeigneten Bemessungsschiffs als erforderlich angesehen. Im Rahmen der Konsultation des BFO wurde am 13. November 2012 von der Stiftung Offshore Windenergie sowie dem Offshore Forum Windenergie ein Workshop zur Gefährdung von Seekabeln durch Anker durchgeführt. Hier sowie im Rahmen der Stellungnahmen während der Aufstellungsphase wurden sowohl Beiträge für eine geringere als auch für eine höhere Überdeckung der Kabel vorgebracht. Auch in diesen Fällen war die Gefahr einer Beschädigung der Kabel durch Aufankerung das entscheidende Argument allerdings wurde aus diesem Grunde sowohl für eine Erhöhung als auch für eine Senkung der vorgeschriebenen Überdeckung votiert. Bei den verschiedenen Akteuren herrscht offenbar eine sehr unterschiedliche Einschätzung darüber, wie hoch das tatsächliche Risiko eines Kabelschadens durch Aufankerung ist. Diese unterschiedliche Bewertung hat ihre Ursache abgesehen von einer potentiell abweichenden Risikobereitschaft in der unzureichenden Datenlage. Denn es gibt noch viele offene Fragen zur tatsächlichen Gefährdung des Kabels. So liegen zur tatsächlich zu erwartenden Eindringtiefe von Ankern insbesondere in Abhängigkeit von der Ankergröße sowie des Ankergrunds nur wenige Informationen vor. Daher wird der bestehende Wert als Vorsorgewert festgeschrieben. Aktuell wird vom Netzbetreiber für die Offshore-Anschlüsse der Nordsee TenneT TSO GmbH gemeinsam mit der Wasser- und Schifffahrtsverwaltung, dem BSH und der Bundesanstalt für Wasserbau (BAW) eine gemeinsame Untersuchung des Ankereindringverhaltens geplant, um Erkenntnisse zur notwendigen Verlegetiefe zu gewinnen. Sollten sich z. B. aufgrund dieser Ankerversuche im Hinblick auf das Schutzniveau neue Erkenntnisse ergeben, werden diese im Rahmen der Fortschreibung in den Festlegungen des BFO umgesetzt Verlegung außerhalb der Natura2000-Gebiete und geschützter Biotopstrukturen Bei der Verlegung von Gleichstrom-Seekabelsystemen sollen mögliche Beeinträchtigungen der Meeresumwelt minimiert werden. Dazu sollten die Gleichstrom- Seekabelsysteme möglichst außerhalb von Natura2000-Gebieten verlegt werden. Bekannte Vorkommen geschützter Biotope nach 30 BNatSchG oder entsprechende Strukturen sind möglichst zu umgehen. Die Vorgaben des 45 WHG sind zu beachten, die beste Umweltpraxis ( best environmental practice ) gemäß OSPAR-Übereinkommen sowie der jeweilige Stand der Technik sollen berücksichtigt und im Einzelverfahren konkretisiert werden. Diese Festlegung leitet sich aus dem Ziel der Raumordnung (7) und dem Grundsatz der Raumordnung (8) ab, der folgenden Inhalt hat: Bei der Verlegung von Rohrleitungen und Seekabeln sollen zur Minimierung möglicher Beeinträchtigungen der Meeresumwelt bei der Querung sensibler Habitate die artspezifisch besonders störanfälligen Zeiträume vermieden werden. Nachteilige Auswirkungen auf die Meeresumwelt, insbesondere die natürlichen Funktionen und die ökosystemare Bedeutung des Meeres, durch das Verlegen, Betreiben, Instandhalten sowie durch den etwaigen Verbleib nach Aufgabe des Betriebes oder durch den Rückbau von Rohrleitungen und Seekabeln sollen vermieden werden. Die beste Umweltpraxis ( best environmental practice ) gemäß OSPAR Übereinkommen sowie der jeweilige Stand der Technik sollen berücksichtigt werden. Ausbreitungsvorgänge und weiträumige ökologische Wechselbeziehungen von Tier- und

52 50 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Pflanzenarten im Meer sollen bei der Wahl des Streckenverlaufs von Rohrleitungen und Seekabeln berücksichtigt werden. Die Beschädigung oder Zerstörung von Sandbänken, Riffen sowie abgrenzbaren Bereichen mit Vorkommen schutzwürdiger Benthoslebensgemeinschaften als besonders sensible Lebensräume soll bei der Verlegung und dem Betrieb von Rohrleitungen und Seekabeln vermieden werden. Die Verlegung von Gleichstrom-Seekabelsystemen kann zu Beeinträchtigungen sensibler Lebensräume führen. Um potentielle negative Auswirkungen auf sensible Lebensräume zu begrenzen und die Schutz- und Erhaltungsziele der Natura2000-Gebiete zu wahren, sollen Gleichstrom-Seekabelsysteme innerhalb der AWZ vorrangig außerhalb von Natura2000- Gebieten geführt werden. Sollte dies nicht möglich sein, sind Auswirkungen auf die Schutz- und Erhaltungsziele der Natura2000-Gebiete im Einzelzulassungsverfahren zu prüfen. Die strategische Umweltprüfung kommt zu dem Ergebnis, dass eine erhebliche Beeinträchtigung von Natura2000-Gebieten innerhalb der AWZ durch die Möglichkeit der Umgehung von besonders schutzwürdigen Bereichen in den Natura2000-Gebieten im konkreten Einzelverfahren ausgeschlossen werden kann. Sollten Vorkommen von in 30 BNatSchG genannten Strukturen bei näheren Untersuchungen im konkreten Verfahren zur Genehmigung/Planfeststellung von Gleichstrom-Seekabelsystemen aufgefunden werden, sind diese zu analysieren und bei der Entscheidungsfindung mit besonderem Gewicht zu behandeln. Ggf. ist eine räumliche Alternative im Nahbereich ermittelbar, die die entsprechenden Schutzgüter besser zu wahren in der Lage ist. Jedoch ist zum jetzigen Zeitpunkt keine konkrete räumliche Zuordnung der genannten Strukturen möglich. Zur weiteren Minimierung sind die Vorgaben des 45 WHG sowie die beste Umweltpraxis ( best environmental practice ) gemäß OSPAR-Übereinkommen und der jeweilige Stand der Technik zu berücksichtigen und im Einzelverfahren zu konkretisieren. Mit Blick auf 2 Absatz 2 Nummer 6 ROG, der den Schutz, die Pflege und die Entwicklung von Natur und Landschaft mit den Erfordernissen eines Biotopverbundsystems verbindet, soll sichergestellt werden, dass die Ausbreitungsvorgänge und weiträumigen ökologischen Wechselbeziehungen der Arten und ihrer Lebensräume berücksichtigt werden Schonendes Verlegeverfahren Zum Schutz der Meeresumwelt soll bei der Verlegung von Gleichstrom-Seekabelsystemen ein möglichst schonendes Verlegeverfahren gewählt werden. Die Festlegung entspricht dem Grundsatz der Raumordnung (14) nach dem zum Schutz der Meeresumwelt bei der Verlegung von Seekabeln zur Ableitung in der AWZ erzeugter Energie ein möglichst schonendes Verlegeverfahren gewählt werden soll. Um mögliche negative Auswirkungen auf die Meeresumwelt durch die Verlegung von Gleichstrom-Seekabelsystemen zu minimieren, soll im Einzelverfahren insbesondere in Abhängigkeit der geologischen Gegebenheiten ein Verlegeverfahren gewählt werden, welches die geringsten Eingriffe und Auswirkungen auf die Meeresumwelt erwarten lässt Zeitliche Gesamtkoordinierung der Verlegearbeiten Zur Vermeidung bzw. Verminderung kumulativer Auswirkungen soll eine zeitliche Gesamtkoordination der Verlegearbeiten von Gleichstrom-Seekabelsystemen vorgesehen werden. Die Festlegung entspricht dem Grundsatz der Raumordnung (13) nach dem zur Vermeidung bzw. Verminderung kumulativer Auswirkungen eine zeitliche Gesamtkoordination der Verlegearbeiten von Seekabeln zur Ableitung in der AWZ erzeugter Energie vorgesehen werden soll.

53 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 51 Für die Verlegearbeiten von Kabelsystemen, die in räumlicher Nähe zueinander liegen, soll eine zeitliche Gesamtkoordination angestrebt werden. Auf diese Weise können die Anzahl der erheblichen Eingriffe reduziert und mögliche kumulative Auswirkungen vermieden bzw. vermindert werden Berücksichtigung von Kulturgütern Bei der Trassenwahl sollen bekannte Fundstellen von Kulturgütern berücksichtigt werden. Sollten bei der Planung oder Verlegung von Gleichstrom-Seekabelsystemen bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kulturgüter aufgefunden werden, sollen entsprechende Maßnahmen zur Sicherung des Kulturgutes getroffen werden. Die Festlegung entspricht dem Grundsatz der Raumordnung (9), nach dem bei der Trassenwahl für die Verlegung von Rohrleitungen und Seekabeln bekannte Fundstellen für Kulturgüter berücksichtigt werden sollen und für den Fall, dass bei der Planung oder Verlegung von Rohrleitungen und Seekabeln bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kulturgüter aufgefunden werden, entsprechende Maßnahmen zur Sicherung des Kulturgutes getroffen werden sollen. Im Meeresboden können sich Kulturgüter von archäologischem Wert befinden, wie z. B. Bodendenkmäler, Siedlungsreste oder historische Schiffswracks. Eine große Anzahl solcher Schiffswracks ist bekannt und in der Unterwasserdatenbank des BSH verzeichnet. Die bei den zuständigen Stellen vorhandenen Informationen sollten bei der Auswahl der konkreten Trassenführung für Seekabelsysteme berücksichtigt werden. Es ist allerdings nicht auszuschließen, dass bei näheren Untersuchungen einer geeigneten Trasse oder bei der Verlegung von Seekabelsystemen bisher nicht bekannte Kulturgüter aufgefunden werden. Um diese nicht zu beschädigen, sollen in diesem Falle in Absprache mit der zuständigen Behörde (unter Einbindung von Denkmalschutz- und Denkmalfachbehörden) geeignete Sicherungsmaßnahmen durchgeführt werden. Die Funde sind wissenschaftlich zu untersuchen und zu dokumentieren. Gegenstände archäologischer oder historischer Art sollen entweder an Ort und Stelle oder durch Bergung erhalten und bewahrt werden können. Die Erhaltung des kulturellen Erbes, insbesondere des archäologischen Erbes unter Wasser, ist im Sinne des 2 Abs. 1 S. 2 Nr. 3 SeeAnlV im öffentlichen Interesse. Gemäß Artikel 149 SRÜ sind gefundene Gegenstände archäologischer oder historischer Art zum Nutzen der gesamten Menschheit zu bewahren oder zu verwenden. Unter Maßgabe dieses Planungsgrundsatzes ist auch im Rahmen der strategischen Umweltprüfung nicht von einer erheblichen Beeinträchtigung dieses Schutzgutes auszugehen Berücksichtigung von Fundstellen von Kampfmitteln Bei der Standortwahl sollen bekannte Fundstellen von Kampfmitteln vermieden werden. Sollten bei der Planung oder Errichtung von Gleichstrom-Seekabelsystemen bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kampfmittel aufgefunden werden, sind entsprechende Schutzmaßnahmen zu ergreifen. Im Jahr 2011 hat die Bund-Länder-Arbeitsgruppe einen Bericht zur Munitionsbelastung im Meer veröffentlicht. Die Belastung der deutschen Nordsee mit Kampfmitteln nach derzeitigem Kenntnisstand auf bis zu 1,3 Mio. t geschätzt, wobei sich abgesehen von einem 15 sm westlich Sylts gelegenen Munitionsversenkungsgebiet alle derzeit bekannten munitionsbelasteten Flächen innerhalb der deutschen Küstengewässer befinden. Es wird im Bericht auf eine unzureichende Datenlage hingewiesen, so dass davon auszugehen ist, dass auch im Bereich der deutschen AWZ vereinzelt Kampfmittelvorkommen zu erwarten sind. Auf Basis derzeit vorliegender Informationen ist die Wahrscheinlichkeit des Auffindens chemischer Kampfmittel im Bereich der deutschen Nordseegewässer als deutlich geringer als die der Auffindung konventioneller Kampfmittel einzustufen, kann jedoch nicht ausgeschlossen werden. Die entsprechenden Einzelheiten zu ggf. erforderlich werdenden Schutzmaßnahmen werden in den einzelnen Genehmigungs- bzw. Planfeststellungsverfahren geregelt.

54 52 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Rückbaupflicht Gleichstrom-Seekabelsysteme sind nach Aufgabe der Nutzung zurück zu bauen. Verursacht der Rückbau größere nachteilige Umweltauswirkungen als der Verbleib, ist von ihm ganz oder teilweise abzusehen, es sei denn, der Rückbau ist aus Gründen der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs erforderlich. Für den Fall eines Verbleibs sollen geeignete Überwachungsmaßnahmen hinsichtlich möglicher künftiger Gefährdungen vorgesehen werden. Die Festlegung setzt das Ziel der Raumordnung (5) um, nach dem Rohrleitungen und Seekabel sind nach Aufgabe der Nutzung grundsätzlich zurück zu bauen sind. Verursacht jedoch der Rückbau größere nachteilige Umweltauswirkungen als der Verbleib, ist von ihm ganz oder teilweise abzusehen, es sei denn, der Rückbau ist aus Gründen der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs erforderlich. Entsprechend der raumordnerischen Leitlinie, dass ortsfeste Nutzungen reversibel sein sollen, d. h. möglichst nur vorübergehend und zeitlich begrenzt stattfinden dürfen, sind Seekabelsysteme nach Aufgabe der Nutzung zurück zu bauen. Somit wird auch einer Behinderung einer etwaigen weiteren planmäßigen Nutzung dieser Fläche entgegengewirkt. Die Anordnung sowie die Ausgestaltung des Rückbaus im Einzelfall obliegen der zuständigen Fachbehörde. Für den Fall, dass der Rückbau größere nachteilige Umweltauswirkungen verursacht als der Verbleib, ist vom Rückbau ganz oder teilweise abzusehen, es sei denn, Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs erfordern den Rückbau. Der Rückbau ist auch dann erforderlich, wenn mit den Seekabelsystemen toxische Stoffe in wirkungsrelevanter Art und Weise oder Menge in der Meeresumwelt verbleiben würden. Bei einem Verbleib sollte zudem im Sinne einer nachwirkenden Verpflichtung seitens des Betreibers durch geeignete Überwachungsmaßnahmen sichergestellt werden, dass auch künftig mit keinen Gefährdungen anderer Nutzungen durch die verbliebenen Seekabelsysteme zu rechnen ist. So sollten beispielsweise die Lage und die ausreichende Überdeckung regelmäßig überprüft werden. Diese Festlegung steht im Einklang mit internationalen und nationalen Regelungen, wie insbesondere Artikel 79 Absatz 4 SRÜ, wonach der Küstenstaat Bedingungen für Kabel oder Rohrleitungen festlegen kann, die in sein Hoheitsgebiet oder Küstenmeer führen Räumliche Festlegungen Planungshorizont 2030 Bei der Aufstellung des BFO wurden die bereits genehmigten bzw. gebauten Seekabelsysteme des ÜNB sowie die durch den ÜNB bereits vergebenen Systeme berücksichtigt. Genehmigt bzw. gebaut sind in Cluster 2 das Gleichstrom-Seekabelsystem DolWin1 mit 800 MW sowie das Drehstrom-Seekabelsystem des Windparks alpha ventus mit 60 MW, die beide über die Norderney-Trasse (Grenzkorridor II) abgeführt werden. In Cluster 4 wurde eine Genehmigung für HelWin1 mit 576 MW (Grenzkorridor IV) erteilt, diese Trasse wird bei Büsum angelandet. In Cluster 6 wurden Genehmigungen für BorWin1 (400 MW) und BorWin2 (800 MW) erteilt, die ebenfalls über die Norderney-Trasse abgeführt werden. Vom ÜNB vergeben sind die Systeme DolWin 2 in Cluster 3 (Grenzkorridor II, Norderney) sowie HelWin2 in Cluster 4 und SylWin1 in Cluster 5, die beide durch Grenzkorridor IV (Büsum) geführt werden. Darüber hinaus sind 18 weitere Gleichstrom-Seekabelsysteme erforderlich. Vorrangig wurden die Trassen so geplant, dass sie möglichst kreuzungsfrei sind und durch den nächstgelegenen Grenzkorridor geführt werden. Darüber hinaus liegen nach dem alten Regime noch unbedingte Netzanschlusszusagen vor. Als Folge aus diesen Zusagen hat der ÜNB systemgetreu Investitionen angestoßen, diese Planungen wurden übernommen. Die Systeme aus den Clustern 8 ( BorWin 3 ) und 6 ( BorWin 4 ) sind nach Stellungnahme der BNetzA zwingend auf den Grenzkorridor 1 (Ems) zu führen, da der entsprechenden Netzverknüpfungspunkt in Emden-Borssum liegen. Zudem ist aufgrund der Inbetriebnahme der Netzverknüpfungspunkte nach Angabe des Übertragungs-

55 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 53 netzbetreibers davon auszugehen, dass nach den raumordnerisch gesicherten Systemen über Norderney und Ems zwei Systeme Richtung Unterweser geführt werden müssen. Diese Systeme (Cluster 3 und 7) werden daher über den Grenzkorridor III (Europipe 2) geführt. Dementsprechend müssen auch die Planungen der anderen Cluster angepasst werden. Von den 26 erforderlichen Trassen für Gleichstrom-Seekabelsysteme sind sechs nach Schleswig-Holstein (Grenzkorridor IV, Büsum) vorgesehen, 20 Trassen führen nach Niedersachsen (Grenzkorridore I bis III, Ems, Norderney, Europipe 2). In Grenzkorridor I (Ems) ist die Übergabe von drei Gleichstrom-Seekabelsystemen aus den Clustern 1, 8 ( BorWin 3 ) und 6 ( BorWin 4 ) vorgesehen. Alle drei Trassen kreuzen das in Betrieb befindliche Datenkabel SeaMeWe 3, die Gleichstrom-Seekabelsysteme aus Cluster 6 und 8 kreuzen zudem das in Betrieb befindliche Datenkabel Atlantic Crossing 2 und die bereits verlegten Gleichstrom-Seekabelsysteme BorWin 1 und BorWin 2. Das System aus Cluster 8 kreuzt zudem die Rohrleitungen Norpipe und Europipe 1. Die Trasse verläuft am östlichen Rand des Schifffahrt-Vorranggebietes 3 der Raumordnung und durch das FFH-Gebiet Borkum Riffgrund. Im aktuellen Landes-Raumordnungsprogramm Niedersachsen (am in Kraft getreten) ist dieser Übergabepunkt im Verfahren mit allen Beteiligten (u.a. WSD NW, BfN, BSH, Nationalparkverwaltung) verhandelt und im Ergebnis verbindlich festgelegt worden. Die daraus resultierende Fortführung der Trassen in der AWZ wurde in den Teilbereichen Schifffahrt und Naturschutz im Festlegungsverfahren im Küstenmeer mit diskutiert. In Grenzkorridor II (Norderney) sind bereits die Kabel alpha ventus, BorWin1, BorWin2 und DolWin1 genehmigt bzw. in Betrieb, hinzu kommt das vom ÜNB vergebene Seekabelsystem DolWin2. Im niedersächsischen Landes-Raumordnungsprogramm wird eine an diesen Korridor anschließende Trasse ausgewiesen, die aufgrund ihrer räumlich-technischen Rahmenbedingungen für fünf Kabelsysteme vorgesehen ist. Für einen weiteren Trassenkorridor über die Insel Norderney mit voraussichtlich fünf weiteren Systemen ist ein Raumordnungsverfahren in Vorbereitung (Antragskonferenz ). Die Anbindung des Clusters 1 kreuzt am östlichen Rand des Schifffahrt-Vorranggebietes 3 ( Emsfahrwasser ) alle Anbindungsleitungen, die zum Grenzkorridor I (Ems) führen (aus Cluster 2, Cluster 6 und Cluster 8). Innerhalb des Clusters 2 erfolgt eine Parallelführung mit DolWin 1. Nach der Kreuzung der Norpipe wird das System südlich um den Windpark Innogy 1 herum verlegt. Am Rand bzw. innerhalb des Vorbehaltsgebietes nördlich des Verkehrstrennungsgebietes Terschelling German Bight erfolgt eine Bündelung mit den bereits verlegten Systemen DolWin1 und alpha ventus. Aus Cluster 7 wird ein System auf den Grenzkorridor II (Norderney) geplant. Dieses System kreuzt die Rohrleitung Norpipe sowie die Gleichstrom-Seekabelsysteme BorWin 1, BorWin 2 und das System aus Cluster 8 ( BorWin 3 ). Die beiden in Cluster 9 vorgesehenen Systeme kreuzen die Rohrleitung Norpipe, die Drehstrom-Seekabelsysteme zur Anbindung von Global Tech 1 an BorWin beta und das Datenkabel Atlantic Crossing 2 bevor eine Parallelführung mit dem System aus Cluster 7 erfolgt. Aus Cluster 3 wird nur eines der beiden zusätzlich erforderlichen Systeme durch den Grenzkorridor II (Norderney) geführt, welches voraussichtlich die Systeme alpha ventus und DolWin 1 kreuzt. Alle durch den Grenzkorridor II (Norderney) laufenden Systeme kreuzen innerhalb des Vorbehaltsgebietes nördlich des Verkehrstrennungsgebietes Terschelling-German Bight das Datenkabel SeaMeWe 3. In wie weit bereits verlegte Seekabelsysteme des Übertragungsnetzbetreibers gekreuzt werden müssen, ist erst absehbar, wenn das Raumordnungsverfahren im Küstenmeer weiter fortgeschritten ist. Im Grenzkorridor III (Europipe 2) sind sieben Trassen vorgesehen. Das System aus Cluster 3 wird von der Mitte des Clusters am südlichen Rand des Clusters Richtung Osten verlegt. Hierbei werden die Rohrleitungen Europipe 1 und Europipe 2 sowie das Datenkabel TAT 14N gekreuzt. Nach der Kreuzung mit der Europipe 2 erfolgt eine Parallelführung mit dieser. Das Gleichstrom-Seekabelsystem des Cluster 7 verläuft parallel zu BorWin 1 und BorWin 2 und kreuzt hierbei die Rohrleitung Norpipe sowie die aus Cluster 9 Richtung Grenzkorridor II (Norderney) führenden Systeme und das System BorWin 3 aus Cluster 8. Nördlich des

56 54 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Vorbehaltsgebietes Schifffahrt 2 (German Bight Western Approach) wird zudem die Rohrleitung Europipe 1 gekreuzt, das System verläuft bis zur südlichen Grenze des Schifffahrt- Vorbehaltsgebietes 2 (südlich des Verkehrstrennungsgebietes German Bight Western Approach ) parallel zur Europipe 1. Das System aus Cluster 10 kreuzt die Europipe 1 und verläuft dann bis zur nördlichen Grenze des Vorbehaltsgebietes Schifffahrt 2 (German Bight Western Approach) parallel zu dieser. Auf diesem Trassenabschnitt werden die Drehstrom- Anbindungsleitungen des Windparks Global Tech 1, das Datenkabel Atlantic Crossing 2 sowie das Gleichstrom-Seekabelsystem aus Cluster 8 gekreuzt. Nördlich des Vorbehaltsgebietes Schifffahrt 2 wir die Europipe 1 erneut gekreuzt und parallel zu Europipe1 durch diese Schifffahrtsroute verlegt. Von dort werden die Seekabelsysteme aus den Clustern 7 und 10 parallel zur Schifffahrtsroute nach Osten und zwischen dem genehmigten Windpark Gode Wind II und dem planungsrechtlich verfestigten Windpark Innogy Nordsee 2 bzw. den genehmigten Windparks Gode Wind und Gode Wind 2 nach Süden geführt. In diesem Trassenbereich sind ggf. die in den Planungsgrundsätzen genannten Abstände nicht einzuhalten. Nördlich des Verkehrstrennungsgebietes Terschelling German Bight werden die Trassen weiter nach Osten geführt und kreuzen die Rohrleitung Europipe 2 sowie das geplante grenzüberschreitende Seekabelsystem NorGer rechtwinklig und werden von dort parallel zu NorGer zum Grenzkorridor III (Europipe 2) geführt. Die Seekabelsysteme kreuzen die Datenkabel Atlantic Crossing 2 und TAT 14N. Die weiteren vier in Grenzkorridor III (Europipe 2) vorgesehenen Gleichstrom-Seekabelsysteme kommen aus den Clustern 11 und 12. Sie verlaufen parallel zur Schifffahrtroute 4 und kreuzen die Datenkabel TAT 14N und Atlantic Crossing 2. Westlich der Rohrleitung Europipe 2 werden die Gleichstrom- Seekabelsysteme bis zum nördlichen Vorbehaltsgebiet des Verkehrstrennungsgebietes German Bight Western Approach geführt und kreuzen hier die Europipe 2 und das geplante grenzüberschreitende Stromkabel NorGer rechtwinklig. Anschließend werden die Gleichstrom- Seekabelsysteme parallel zu NorGer bzw. den Gleichstrom-Seekabelsystemen der Cluster 8 und 10 zum Grenzkorridor III (Europipe 2) geführt. Eine vollständige Parallelführung der Systeme aus den Clustern 11 und 12 mit dem grenzüberschreitenden System NorGer würde die späteren Entwicklungsmöglichkeiten stark einschränken und würde zudem längeren Trassen führen; diese Planung konnte derzeit entsprechend nicht berücksichtigt werden. Durch den Grenzkorridor IV (Büsum) sind sechs Gleichstrom-Seekabelsysteme geplant, vier sind bereits im Landesentwicklungsplan Schleswig-Holstein 2010 festgeschrieben. Neben der bereits genehmigten Anbindung von HelWin1 und den vom ÜNB vergebenen Systemen HelWin2 und SylWin1 sind hier die Gleichstrom-Seekabelsysteme der Cluster 5 ( SylWin 2 ) und 13 (zwei Systeme) vorgesehen, welche bis zu den Konverterstandorten des Clusters 5 gebündelt verlaufen. Die Trassen zur Anbindung des Clusters 13 verlaufen vollständig parallel zur Anbindungsleitung SylWin1, anschließend an der nördlichen Grenze des FFH-Gebiets Sylter Außenriff, wobei die Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt sowie die Rohrleitung Europipe 2 möglichst rechtwinklig gekreuzt werden. Aufgrund der vollständigen Bündelung mit SylWin sowie der Führung nördlich des FFH-Gebiets, die eine Querung vermeidet, ergibt sich ein ca. 12 km längerer Kabelkorridor, daher soll diese Trassierung im Rahmen der Fortschreibung bzw. im Einzelverfahren näher untersucht werden. Die Umplanung erfolgte auf Stellungnahme der Abstimmungsbehörde BfN. Durch die Übernahme der durch den ÜNB vergebenen Systeme kreuzen sich die beiden HelWin-Trassen. Das SylWin1 -System liegt im Grenzkorridor östlich neben HelWin1, HelWin2 liegt westlich von HelWin1. Das zweite Kabel aus Cluster 5 kreuzt aufgrund der Anordnung der Konverterplattformen durch den ÜNB das Kabel SylWin1. Der weitere Verlauf beider Systeme orientiert sich an der bereits 2006 genehmigte Trasse Multikabel und erfolgt durch das FFH-Gebiet Sylter Außenriff, wobei das Datenkabel Atlantic Crossing 2 gekreuzt wird. Durch die vorgegebene Planung des Kabels SylWin1 kreuzen die beiden Systeme aus Cluster 13 die Rohrleitung Europipe 2 und das Datenkabel TAT 14N sowie entweder die jeweils zwei Kabel aus Cluster 5 oder aus Cluster 4, bevor alle diese Trassen parallel zu Grenzkorridor IV (Büsum) führen. Ob die HelWin-Trassen aus Cluster 4 oder die SylWin-Trassen als Cluster 5 gekreuzt werden, hängt von der Lage im Küstenmeer ab und muss daher im Rahmen der Fortschreibung abgestimmt werden.

57 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Planungshorizont 2022 Betrachtet man nur den Planungshorizont 2022, stellt sich die Situation an den Grenzkorridoren wie Folgt dar: An dem auch in der niedersächsischen Landesraumordnung festgelegten Grenzkorridor I sind die Systeme aus den Clustern 2, 6 und 8 vorgesehen. Grenzkorridor II entspricht dem in der Landes- und Bundesraumordnung festgelegtem Korridor. Hier werden neben den bereits verlegten, genehmigten bzw. ausgeschriebenen Systemen alpha ventus, BorWin1, BorWin2, DolWin1 und DolWin2 noch drei weitere Kabel aus den Clustern 1, 3 und 7 vorgesehen. In Grenzkorridor III, parallel zum geplanten grenzüberschreitenden Seekabel NorGer werden bis 2022 nur zwei weitere Kabel aus den Clustern 2 und 7 vorgesehen. Damit führen Richtung Niedersachsen für den Planungshorizont 2022 insgesamt 13 Gleichstrom- Seekabelsysteme mit einer zu erwartenden Leistung von ca. 9 GW. In Richtung Schleswig-Holstein werden bis 2022 nur die vier bereits in der Landesplanung bekannten Systeme der Cluster 4 und 5 mit einer Leistung von ca. 2,5 GW abgeführt Kartographische Darstellung Abbildung 3: Korridore für Gleichstrom-Seekabelsysteme

58 56 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks 5.3 Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattformen mit Umspannwerken der Offshore-Windparks Unter einem Drehstrom-Seekabelsystem ist ein Unterwasserkabelsystem zu verstehen, dass die in den Offshore-Windenergieanlagen produzierte und im Umspannwerk gebündelte Energie zu der Konverterplattform führt. Ein Drehstrom-Seekabelsystem besteht nach dem Stand der Technik aus drei einzelnen Leitern, die mit einem Lichtwellenleiter zur Kommunikation in einem Kabel zusammengefasst werden Standardisierte Technikvorgaben Zusammenfassung Übertragungsspannung 155 kv Übertragungsspannung 155 kv Drehstrom-Seekabelsysteme werden in einer einheitlichen Spannungsebene von 155 kv ausgelegt. Wegen der Begründung wird auf die Begründung zur standardisierten Technikvorgabe unter verwiesen Planungsgrundsätze Zusammenfassung größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelführung Abstand bei Parallelverlegung: 100 m; nach jedem zweiten Kabelsystem 200 m Berücksichtigung bestehender und genehmigter Nutzungen (Bebauung 500 m Abstand, Schifffahrtsrouten 300 m Abstand) Kreuzungen vermeiden, wenn zwingend erforderlich, dann möglichst rechtwinklig; Abstand zwischen Wendepunkten 250 m Länge des Drehstrom-Kabelsystems zur Anbindung des Umspannwerke nicht länger als 20 km Windparks sind im gleichen Cluster anzuschließen Verlegetiefe 1,5 m, innerhalb der Verkehrstrennungsgebiete 3,0 m Verlegung möglichst außerhalb der Natura2000-Gebiete / geschützten Biotope Schonendes Verlegeverfahren Zeitliche Gesamtkoordinierung der Verlegearbeiten Berücksichtigung von Kulturgütern und Fundstellen von Kampfmitteln Rückbaupflicht

59 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Bündelung Bei der Verlegung von Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk der Offshore-Windparks ist eine größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelführung zueinander anzustreben. Zudem soll die Trassenführung möglichst parallel zu bestehenden Strukturen gewählt werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Abstand bei Parallelverlegung Bei der Parallelverlegung von Drehstrom-Seekabelsystemen ist zwischen den einzelnen Systemen ein Abstand von 100 m einzuhalten. Nach jedem zweiten Kabelsystem ist ein Abstand von 200 m einzuhalten. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Berücksichtigung bestehender und genehmigter Nutzungen Bei der Wahl der Streckenführung von Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk soll Rücksicht auf bestehende und genehmigte Nutzungen und Nutzungsrechte sowie auf die Belange der Schifffahrt und Fischerei genommen werden. Auf bereits vorhandene Rohrleitungen und Seekabel ist bei der Wahl des Streckenverlaufs für neue Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk gebührend Rücksicht zu nehmen; es ist ein Abstand von 500 m einzuhalten. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Kreuzungen Kreuzungen von Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk sollen sowohl untereinander als auch mit anderen bestehenden Rohrleitungen und geplanten oder im Rahmen dieses Plans festgelegten Seekabeln so weit wie möglich vermieden werden. Wenn Kreuzungen nicht vermieden werden können sind diese nach dem jeweiligen Stand der Technik und möglichst rechtwinklig auszuführen. Für den Fall, dass das nicht zu vermeidende Kreuzungsbauwerk nicht rechtwinklig ausgeführt werden kann, sollte der Kreuzungswinkel 45 nicht unterschreiten sowie zwischen den erforderlich werdenden Wendepunkten ein Abstand von mindestens 250 m vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen. Ergänzend wird festgelegt, dass grundsätzlich eine kreuzungsfreie Trassenführung zwischen Umspannwerk und Konverter vorzusehen und die parkinterne Verkabelung in den Offshore- Windparks entsprechend auszulegen ist Begrenzung der Länge des Drehstrom-Kabelsystems Die Kabellänge zwischen Konverterplattform und Umspannwerk sollte möglichst 20 km nicht überschreiten. Die Längen der Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk sollen möglichst gering gehalten werden. Der Standort der Konverterplattform beinhaltet daher auch immer eine Abwägung in Bezug auf die Länge der verschiedenen Kabel. Dabei soll die Länge der Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk (Drehstrom-Seekabelsystem) aufgrund ihrer Verluste und der damit einhergehenden Erwärmung des Bodens möglichst minimiert werden. Die Kabelführung sollte auf kürzestem Weg und möglichst geradlinig erfolgen. Zusätzlich hat die Länge der Stromleitungen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk direkten Einfluss

60 58 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks auf Größe und Dimensionierung der Umspann- und Konverterplattformen, da Größe und Gewicht der erforderlichen Drosselspulen mit der Kabellänge steigen. Die Verluste des Drehstrom-Seekabelsystems zwischen Umspannwerk und Konverter werden minimiert. Durch den Grundsatz des Anschlusses vorrangig im eigenen Cluster (vgl. Grundsatz ) werden zudem Kreuzungen mit Drittinfrastrukturen oder Schifffahrtswegen vermieden Gebot, Windparks an den Konverter, der für das Cluster vorgesehen ist, anzuschließen Mit den Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk sind vorrangig Windparks des gleichen Clusters anschließen. Durch den Grundsatz des Anschlusses vorrangig im eigenen Cluster werden weitestgehend Kreuzungen mit Drittinfrastrukturen und Schifffahrtswegen vermieden. Die Leistung des Konverters ist bestmöglich durch die anzuschließenden Windparks zu nutzen. Ob und wann im Einzelfall Abweichungen und damit ein Anschluss von Windparks aus benachbarten Clustern in einer Gesamtbetrachtung sinnvoll sein kann, wird im Rahmen des Monitorings zur Vorbereitung der Fortschreibung des BFO überprüft Verlegetiefe Bei der Festlegung der Verlegetiefe von Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk sollen insbesondere die Belange der Schifffahrt und der Fischerei, des Schutzes der Meeresumwelt sowie der Systemsicherheit berücksichtigt werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Verlegung außerhalb der Natura2000-Gebiete und geschützter Biotopstrukturen Bei der Verlegung von Drehstrom-Seekabelsystemen sollen mögliche Beeinträchtigungen der Meeresumwelt minimiert werden. Dazu sollten die Drehstrom- Seekabelsysteme möglichst außerhalb von Natura2000-Gebieten verlegt werden. Bekannte Vorkommen geschützter Biotope nach 30 BNatSchG oder entsprechende Strukturen sind möglichst zu umgehen. Die Vorgaben des 45 WHG sind zu beachten, die beste Umweltpraxis ( best environmental practice ) gemäß OSPAR-Übereinkommen sowie der jeweilige Stand der Technik sollen berücksichtigt und im Einzelverfahren konkretisiert werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Schonendes Verlegeverfahren Zum Schutz der Meeresumwelt soll bei der Verlegung von Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk ein möglichst schonendes Verlegeverfahren gewählt werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Zeitliche Gesamtkoordinierung der Verlegearbeiten Zur Vermeidung bzw. Verminderung kumulativer Auswirkungen soll eine zeitliche Gesamtkoordination der Verlegearbeiten von Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen.

61 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Berücksichtigung von Kulturgütern Bei der Trassenwahl sollen bekannte Fundstellen von Kulturgütern berücksichtigt werden. Sollten bei der Planung oder Verlegung von Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kulturgüter aufgefunden werden, sollen entsprechende Maßnahmen zur Sicherung des Kulturgutes getroffen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Berücksichtigung von Fundstellen von Kampfmitteln Bei der Standortwahl sollen bekannte Fundstellen von Kampfmitteln vermieden werden. Sollten bei der Planung oder Errichtung von Drehstrom-Seekabelsystemen bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kampfmittel aufgefunden werden, sind entsprechende Schutzmaßnahmen zu ergreifen. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Rückbaupflicht Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk sind nach Aufgabe der Nutzung zurück zu bauen. Verursacht der Rückbau größere nachteilige Umweltauswirkungen als der Verbleib, ist von ihm ganz oder teilweise abzusehen, es sei denn, der Rückbau ist aus Gründen der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs erforderlich. Für den Fall eines Verbleibs sollen geeignete Überwachungsmaßnahmen hinsichtlich möglicher künftiger Gefährdungen vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Räumliche Festlegungen In diesem Plan werden lediglich die bereits genehmigten Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattformen mit den Umspannwerken der Offshore-Windparks dargestellt. Der Windpark BARD Offshore 1 ist über die Konverterplattform BorWin alpha angeschlossen. An die Konverterplattform BorWin beta wird nach der erteilten Genehmigung der Windpark Global Tech 1 angeschlossen. An die Plattform HelWin alpha werden die Windparks Meerwind und Nordsee Ost angeschlossen. Die Genehmigung DolWin alpha beinhaltet die Trassen zu den Windparks Borkum West II, MEG Offshore I und Borkum Riffgrund 1. Eine Darstellung aller Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattformen mit den jeweiligen Umspannwerken ist derzeit nicht möglich, da teilweise die Standorte der Umspannwerke noch nicht mit der erforderlichen Präzision festgelegt werden können. Dem folgend werden nur mögliche und potentiell geeignete Flächen für Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattformen mit den Umspannwerken dargestellt und zusätzlich räumlich durch die am 15. Juni 2012 erlassene Veränderungssperre gesichert. Für die verbindliche Festlegung der Trassen für die Drehstrom-Seekabelsysteme ist eine abgestimmte Planung mit allen Beteiligten innerhalb eines Clusters erforderlich, welche in einem gemeinsamen Konzept vorzulegen ist. Da in Cluster 4 und 2 alle erforderlichen Trassen für Drehstrom-Seekabelsysteme zur Verbindung der Konverterplattformen mit den jeweiligen Umspannwerken vom ÜNB mit den Offshore-Windparks abgestimmt sind, werden diese in diesem Plan festgelegt. Diese Festlegungen dienen gleichzeitig als Beispiel für andere Gesamtplanungen in den jeweiligen Clustern. Eine Präzisierung der weiteren Trassen für Drehstrom-Seekabelsysteme kann im Laufe des weiteren Verfahrens bzw. im Rahmen der einzelnen Planfeststellungsverfahren für Errichtung und Betrieb der Offshore-Windparks erfolgen.

62 60 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Für verschiedene Cluster wurden Vorschläge für die Festlegung der Trassen zwischen Umspannwerk der Windparks und der Konverterplattform eingereicht. Jedoch waren diese nicht mit dem gesamten Cluster und dem Netzbetreiber abgestimmt bzw. wurden zu spät eingereicht, so dass eine Klärung vor Veröffentlichung dieses Plans nicht mehr möglich war. Da eine Klärung der betroffenen Cluster auch in der Fortschreibung des Plans noch rechtzeitig möglich ist, wird die Diskussion in diesem Rahmen fortgeführt. Entsprechend dem Grundsatz ist vorgesehen, die Windparks vorrangig jeweils in dem Cluster anzuschließen, in dem sich das Vorhabensgebiet des anzuschließenden Windparks befindet. In begründeten Einzelfällen, beispielsweise bei Cluster 10, können die Überkapazitäten im benachbarten Cluster angeschlossen werden Kartographische Darstellung Abbildung 4: Korridore und Flächen für Drehstrom-Seekabelsysteme

63 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Kartographische Darstellung der Anbindungsleitungen Abbildung 5: Zusammenfassende Darstellung Anbindungsleitung (2030) Abbildung 6: Zusammenfassende Darstellung Anbindungsleitung (2022)

64 62 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme 6 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme Gemäß 17 Abs. 2a Satz 3 EnWG (a. F.) bzw. 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 EnWG (n. F.) sind im BFO auch grenzüberschreitende Seekabelsysteme bzw. die Trassen oder Trassenkorridore für grenzüberschreitende Stromleitungen darzustellen. Unter grenzüberschreitenden Seekabelsystemen im Sinne dieses Plans sind Gleichstrom- Seekabelsysteme zu verstehen, welche durch mindestens zwei Nordseeanrainerstaaten verlaufen. Durch diesen Plan sollen Trassen für mögliche grenzüberschreitende Seekabelsysteme räumlich gesichert werden, um zukünftig sicherstellen zu können, dass sich die bestehenden und geplanten grenzüberschreitenden Seekabelsysteme räumlich jeweils in ein aufeinander abgestimmtes Gesamtsystem, d. h. insbesondere in Bezug auf die Netzanschlusssysteme für Offshore-Windparks, einfügen. Dementsprechend werden in diesem Plan die beim BSH derzeit anhängigen Anträge für grenzüberschreitende Stromleitungen dargestellt. Konkret bedeutet dies, dass Anträge für NorGer, Nord.Link und COBRA, in leicht angepasster Form entsprechend der festgelegten Regelvorgaben und Planungsgrundsätze in den Plan aufgenommen werden. Zusätzlich werden Alternativtrassen für COBRA und Nord.Link vorgesehen. Eine räumliche Staffelung der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme erfolgt nicht, da 17 Abs. 2a Satz 4 EnWG (a. F.) uneingeschränkt die Darstellung der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme bzw. 17a Abs. 1 Satz 1 Nr. 5 EnWG (n. F.) die Darstellung der Trassen oder Trassenkorridore fordert. Die Einordnung in einen zeitlichen Planungshorizont bis zum Jahre 2022 bzw erfolgt daher mangels gesetzlichen Auftrags nicht. Denn auch der durch die BNetzA genehmigte Szenariorahmen 2011 nimmt eine solche Einordnung nicht jedenfalls nicht ersichtlich vor. Über die genannten Vorhaben hinaus werden in diesem Plan lediglich mögliche Übergabekorridore für grenzüberschreitende Seekabelsysteme an der äußeren Grenze der AWZ festgelegt. Dies liegt darin begründet, dass mögliche Trassenverläufe von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen in Bezug auf Anzahl und konkrete Trassenführung nach aktuellem Stand noch nicht bekannt sind und insbesondere im Hinblick auf die europäische Stromnetzentwicklung schwer abgeschätzt werden können. Nach Artikel 8 Abs. 3 b) (EG) 714/2009 verabschieden die europäischen Übertragungsnetzbetreiber für Strom (ENTSO-E) alle zwei Jahre einen nicht bindenden gemeinschaftsweiten zehnjährigen Netzentwicklungsplan ( gemeinschaftsweiter Netzentwicklungsplan ) einschließlich einer europäischen Prognose zur Angemessenheit der Stromerzeugung. In diesem Kontext haben die europäischen Übertragungsnetzbetreiber am 05. Juli 2012 einen sog. Ten-Year Network Development Plan (TYNDP 2012) in der konsultierten und finalen Fassung publiziert. Dieser enthält überregionale und internationale Ausbaumaßnahmen, die für den grenzüberschreitenden europäischen Stromtransport von Bedeutung sind. Im TYNDP sind für den Bereich der Nordsee bereits etliche Projekte enthalten. Allerdings befinden sich diese in einem noch frühen Planungsstadium und werden keinen konkreten Räumen zugeordnet. Die Projekte Nord.Link, NorGer und COBRA werden im Anhang des TYNDP genannt. Da in Bezug auf diese Projekte bereits konkrete Trassenverläufe bekannt sind, werden diese entsprechend der Anforderungen dieses Plans einschließlich der Alternativtrassen dargestellt. Zukünftige zusätzliche geplante Projekte, deren konkrete Trassenverläufe noch nicht bekannt sind, können im Rahmen der Konsultationen zukünftiger Fortschreibungen des BFO entsprechend der aktuellen Entwicklungen diskutiert und konkretisiert werden. Um bereits jetzt die räumlichen Voraussetzungen für ein grenzüberschreitendes Nordsee-Netz zu schaffen, werden Grenzkorridore festgelegt, durch welche zukünftige grenzüberschreitende

65 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme 63 Seekabelsysteme bei Eintritt in die deutsche AWZ unter Maßgabe der folgenden standardisierten Technikvorgaben und Planungsgrundsätze geführt werden sollen. Um die erforderlichen Trassen für grenzüberschreitende Seekabelsysteme bereits heute räumlich zu sichern, werden entsprechende Seegebiete durch die am 15. Juni 2012 erlassene Veränderungssperre räumlich gesichert. Anderenfalls bestünde die Gefahr, dass Windparkplanungen, die vor allem in den küstennäheren Bereichen der AWZ liegen, ihre Planungen vorantreiben und das Stadium der planungsrechtlichen Verfestigung erreichen, ohne ausreichend Platz für mögliche zukünftige grenzüberschreitende Seekabelsysteme einzuplanen. 6.1 Standardisierte Technikvorgaben Zusammenfassung Ausführung als Gleichstrom-Seekabelsystem mit gebündeltem Hin- und Rückleiter Berücksichtigung der und Einbeziehung in die Netzplanung Ausführung als Gleichstrom-Seekabelsystem mit gebündeltem Hin- und Rückleiter Grenzüberschreitende Seekabelsysteme sind als Hochspannungsgleichstromübertragung und mit Hin- und Rückleiter als gebündeltes Kabelsystem auszuführen. Grenzüberschreitende Seekabelsysteme sind in HGÜ zu realisieren. Aufgrund der deutlich geringeren Verluste und der gegenüber der Ausführung als Drehstrom-Seekabelsystem entfallenden Notwendigkeit einer Blindleistungskompensation werden alle bekannten Planung zu grenzüberschreitenden Seekabelverbindungen durch die deutsche AWZ der Nordsee bereits als Gleichstromverbindung geplant. Die Verbindungen sind jeweils mit Hin- und Rückleiter auszuführen, die gebündelt verlegt werden, damit sich die magnetischen Felder der Leiter zum großen Teil kompensieren. Dadurch kann im Allgemeinen eine magnetische Flussdichte erreicht werden, die deutlich unterhalb der durchschnittlichen Stärke des Erdmagnetfelds liegt und erhebliche Auswirkungen auf Schutzgüter ausschließt (vgl. auch Umweltbericht Kapitel 4.2.2) Berücksichtigung des Gesamtsystems Die Planung von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen soll die Festlegungen des Bundesfachplans Offshore berücksichtigen und sich in das Gesamtsystem einfügen. Die Planung und Errichtung von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen hat die verschiedenen Festlegungen dieses Plans, insbesondere für die Netzanbindung von Offshore- Windparks, zu berücksichtigen. Wenn technisch machbar und im Sinne der Effizienz sinnvoll, sollen grenzüberschreitende Stromleitungen auch in die Netzplanung zur Anbindung der Offshore-Windenergie einbezogen werden. Dazu ist für grenzüberschreitende Seekabelsysteme im Zulassungsverfahren darzulegen, wie sie sich in die Netzplanungen einbeziehen lassen, ohne die Ausbauziele für Offshore- Windenergie nachteilig zu beeinträchtigen. Unter diesem Aspekt ist eine Prüfung im Einzelfall sinnvoll, ob und inwieweit grenzüberschreitende Seekabel Offshore-Windparks anschließen können. Daher muss insbesondere die eingesetzte Gleichstromtechnologie geprüft und in ihrer Kompatibilität mit dem Gesamtnetz gegenüber anderen Vorteilen (wie z. B. höhere Übertragungsleistung) abgewogen werden.

66 64 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme Im Rahmen der Fortschreibung des BFO soll zudem der Aufbau eines internationalen Offshore- Netzes unter Einbeziehung sowohl der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme als auch der Anbindungsleitungen für Offshore-Windenergie weiter begleitet und unterstützt werden. Für die Integration der grenzüberschreitenden Kabel in ein vermaschtes Offshore-Netz sind jedoch noch technische, aber auch regulatorische Fragestellungen zu klären. Diese werden bereits im Rahmen der EU-Nordsee-Netz-Initiative (North Seas Countries Offshore Grid Initiative NSCOGI) sowie von Forschungsprojekten diskutiert. Die Ergebnisse dieser Initiativen sowie eigener Ermittlungen werden in die Fortschreibungen dieses Plans einfließen. Mit einer Einbindung der grenzüberschreitenden Kabel bereits in die Anbindungsleitungen der Offshore-Windparks bestünde zudem die Möglichkeit, die Gesamtzahl der notwendigen Kabelsysteme insbesondere für die Anlandung zu reduzieren. 6.2 Planungsgrundsätze Zusammenfassung größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelführung Führung durch Grenzkorridore Rechtwinklige Kreuzung der Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt Berücksichtigung bestehender und genehmigter Nutzungen (Bebauung 500 m Abstand, Schifffahrtsrouten 300 m Abstand) Kreuzungen vermeiden, wenn zwingend erforderlich, dann möglichst rechtwinklig; Abstand zwischen Wendepunkten 250 m Verlegetiefe 1,5 m, innerhalb der Verkehrstrennungsgebiete 3,0 m Verlegung möglichst außerhalb der Natura2000-Gebiete/ geschützten Biotope Schonendes Verlegeverfahren Zeitliche Gesamtkoordinierung der Verlegearbeiten Berücksichtigung von Kulturgütern und Fundstellen von Kampfmitteln Rückbaupflicht Bündelung Bei der Verlegung von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen ist eine größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelführung zueinander anzustreben. Zudem soll die Trassenführung möglichst parallel zu bestehenden Strukturen gewählt werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Führung durch Grenzkorridore Grenzüberschreitende Seekabelsysteme sind durch die an der Grenze zur AWZ und der 12 sm-zone festgelegten Grenzkorridore zu führen. Die Grenzkorridore zum Küstenmeer werden vorrangig für die Gleichstrom-Seekabelsysteme zur Anbindung der Offshore-Windparks benötigt. Mit Blick auf die vorgesehene Lage der Grenzkorridore ergeben sich bei der Trassenführung innerhalb der AWZ bereits starke Restriktionen aufgrund der bereits genehmigten Offshore-Windparks der Cluster 1, 2 und 3. Diese genießen aufgrund des genehmigten und regelmäßig fortgeschrittenen Planungs-

67 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme 65 stadiums Vertrauensschutz, so dass ein bestehender Platzmangel durch Festlegungen in diesem Plan nicht ohne Weiteres gelöst werden kann. Zudem sind bestehende Strukturen, d.h. insbesondere bereits in Betrieb befindliche Kabel und Rohrleitungen zu beachten, indem sich insbesondere die zukünftig geplanten Seekabelsysteme in das bestehende System einzufügen haben. Gleichzeitig müssen die Trassen sinnvoll durch das Küstenmeer bis zu den Netzverknüpfungspunkten geführt werden können. Im Küstenmeer sind die Planungen jedoch noch nicht so weit fortgeschritten, dass eine ausreichende Anzahl von Trassen für die Erreichung des in diesem Plan zugrunde gelegten Planungshorizonts ausgewiesen worden sind. Daher sind die Grenzkorridore in diesem Plan in enger Abstimmung mit den Küstenländern festzulegen. In den Bereichen, in denen es nach jetzigem Kenntnisstand möglich ist, werden im Übergangsbereich zum Küstenmeer zur Bündelung von Gleichstrom- Seekabelsystemen die Grenzkorridore I bis IV festgelegt. Durch diese sind sämtliche in Deutschland anlandende Gleichstrom-Seekabelsysteme zu führen. Hierdurch sollen die Kabel an diesen Stellen so weit wie möglich konzentriert und zur weiteren Ableitung in Richtung der Netzverknüpfungspunkte gebündelt werden. Die Dimensionierung der Grenzkorridore am Übergang zum Küstenmeer und an den Außengrenzen der AWZ ergibt sich aus den Abständen zwischen den Kabelsystemen und der Anzahl der erforderlichen Systeme sowie der jeweiligen Platzsituation am Übergang zum Küstenmeer. Dabei werden alle Gleichstrom-Seekabelsysteme, die für eine Abführung des Stroms aus den Clustern 1 bis 13 erforderlich sind, in die Planung einbezogen. Dies sind unter Zugrundelegung der unter Kapitel angenommenen Leistung von ca. 21 GW bis 2030 voraussichtlich insgesamt 20 Seekabelsysteme in Richtung der niedersächsischen Küste und sechs Kabelsysteme in Richtung der schleswig-holsteinischen Küste. Die bekannten Planungen NorGer, Nord.Link und COBRA werden in den Netzplan übernommen. Bei allen drei Vorhaben waren leichte Anpassungen erforderlich, da die ursprünglich von den Vorhabensträgern geplanten Trassen nicht den in diesem Plan festgelegten Grundsätzen entsprechen (bspw. Bündelungsprinzip). Die Lage der Grenzkorridore am Übergang zum Küstenmeer in Richtung Niedersachsen ergibt sich aus den bereits genehmigten bzw. planungsrechtlich verfestigten Windparkplanungen im Bereich zwischen den beiden Verkehrstrennungsgebieten German Bight Western Approach und Terschelling German Bight. Bei der Dimensionierung der Grenzkorridore in Richtung Niedersachsen wurden im Grenzkorridor I (Ems) das grenzüberschreitende Kabel COBRA und in Grenzkorridor III (Europipe 2) das Kabel NorGer berücksichtigt. Weitere grenzüberschreitende Seekabelsysteme, die ggf. in Deutschland anlanden, können nur durch den Grenzkorridor III (Europipe 2) nach Niedersachsen geführt werden. An der Grenze der AWZ bzw. 12 sm-zone des schleswig-holsteinischen Küstenmeers wird lediglich Grenzkorridor IV (Büsum-Trasse) vorgesehen. Hier wird neben den erforderlichen Gleichstrom-Seekabelsystemen bei der Dimensionierung des Grenzkorridors zusätzlich das grenzüberschreitende Kabel Nord.Link berücksichtigt. Die an der äußeren Grenze der AWZ vorgesehenen Grenzkorridore V bis XVI dienen dazu, mögliche grenzüberschreitende Seekabelsysteme, die bislang noch nicht in ihrer konkreten Trassenführung bekannt sind, gebündelt in bzw. durch die deutsche AWZ führen zu können Kreuzung der Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt Für die Schifffahrt im Raumordnungsplan AWZ Nordsee festgelegte Vorrang- und Vorbehaltsgebiete sollen von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen möglichst auf kürzestem Weg gekreuzt werden, sofern eine Parallelführung zu bestehenden baulichen Anlagen nicht möglich ist. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen.

68 66 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme Berücksichtigung bestehender und genehmigter Nutzungen Bei der Wahl der Streckenführung von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen soll Rücksicht auf bestehende und genehmigte Nutzungen und Nutzungsrechte sowie auf die Belange der Schifffahrt und Fischerei genommen werden. Auf bereits vorhandene Rohrleitungen und Seekabel ist bei der Wahl des Streckenverlaufs für neue grenzüberschreitenden Seekabelsystemen gebührend Rücksicht zu nehmen; es ist ein Abstand von 500 m einzuhalten. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Kreuzungen Kreuzungen von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen sollen sowohl untereinander als auch mit anderen bestehenden Rohrleitungen und bestehenden oder im Rahmen dieses Plans festgelegten Seekabeln so weit wie möglich vermieden werden. Wenn Kreuzungen nicht vermieden werden können sind diese nach dem jeweiligen Stand der Technik und möglichst rechtwinklig auszuführen. Für den Fall, dass das nicht zu vermeidende Kreuzungsbauwerk nicht rechtwinklig ausgeführt werden kann, sollte der Kreuzungswinkel 45 nicht unterschreiten sowie zwischen den erforderlich werdenden Wendepunkten ein Abstand von mindestens 250 m vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Verlegetiefe Bei der Festlegung der Verlegetiefe von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen sollen insbesondere die Belange der Schifffahrt und der Fischerei, des Schutzes der Meeresumwelt sowie der Systemsicherheit berücksichtigt werden. Dazu ist bei der Verlegung eine Überdeckungshöhe von 1,5 m außerhalb und von 3,0 m innerhalb der Verkehrstrennungsgebiete herzustellen. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Verlegung außerhalb der Natura2000-Gebiete und geschützter Biotopstrukturen Bei der Verlegung von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen sollen mögliche Beeinträchtigungen der Meeresumwelt minimiert werden. Dazu sollten die grenzüberschreitenden Seekabelsysteme möglichst außerhalb von Natura2000-Gebieten verlegt werden. Bekannte Vorkommen geschützter Biotope nach 30 BNatSchG oder entsprechende Strukturen sind möglichst zu umgehen. Die Vorgaben des 45 WHG sind zu beachten, die beste Umweltpraxis ( best environmental practice ) gemäß OSPAR-Übereinkommen sowie der jeweilige Stand der Technik sollen berücksichtigt und im Einzelverfahren konkretisiert werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Schonendes Verlegeverfahren Zum Schutz der Meeresumwelt soll bei der Verlegung von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen ein möglichst schonendes Verlegeverfahren gewählt werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen.

69 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme Zeitliche Gesamtkoordinierung der Verlegearbeiten Zur Vermeidung bzw. Verminderung kumulativer Auswirkungen soll eine zeitliche Gesamtkoordination der Verlegearbeiten von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Berücksichtigung von Kulturgütern Bei der Trassenwahl sollen bekannte Fundstellen von Kulturgütern berücksichtigt werden. Sollten bei der Planung oder Verlegung von grenzüberschreitenden Seekabelsystemen bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kulturgüter aufgefunden werden, sollen entsprechende Maßnahmen zur Sicherung des Kulturgutes getroffen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Berücksichtigung von Fundstellen von Kampfmitteln Bei der Standortwahl sollen bekannte Fundstellen von Kampfmitteln vermieden werden. Sollten bei der Planung oder Errichtung der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kampfmittel aufgefunden werden, sind entsprechende Schutzmaßnahmen zu ergreifen. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Rückbaupflicht Grenzüberschreitende Seekabelsysteme sind nach Aufgabe der Nutzung zurück zu bauen. Verursacht der Rückbau größere nachteilige Umweltauswirkungen als der Verbleib, ist von ihm ganz oder teilweise abzusehen, es sei denn, der Rückbau ist aus Gründen der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs erforderlich. Für den Fall eines Verbleibs sollen geeignete Überwachungsmaßnahmen hinsichtlich möglicher künftiger Gefährdungen vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen. 6.3 Räumliche Festlegungen In diesem Plan werden das in Betrieb befindliche grenzüberschreitende Seekabelsystem NorNed, die drei geplanten grenzüberschreitenden Seekabelsysteme NorGer, Nord.Link und COBRA sowie zwei alternative Trassen für grenzüberschreitende Seekabelsysteme dargestellt. Die beiden Seekabelsysteme NorGer und Nord.Link haben denselben geplanten Anlandepunkt in Norwegen. Das beantragte grenzüberschreitende Seekabelsystem NorGer verläuft vom Grenzkorridor III bis zum FFH-Gebiet Sylter Außenriff im Abstand von 500 m parallel zur Europipe 2. Dort knickt es nach Nordwesten ab und verläuft parallel zum FFH-Gebiet Sylter Außenriff bis zum grenzüberschreitenden Seekabelsystem NorNed, mit dem dann eine Parallelführung nach Norden zu Grenzkorridor VIII erfolgt. Auf dieser Trasse werden die Datenkabel Atlantic Crossing 2 und TAT 14N gekreuzt. Das beantragte grenzüberschreitende Seekabelsystem Nord.Link verläuft von Grenzkorridor IV in nördlicher Richtung durch das komplette FFH-Gebiet Sylter Außenriff zu Grenzkorridor VI und kreuzt die Datenkabel Atlantic Crossing 2 und Atlantic Crossing 1A. Als Alternative für das auf weiten Strecken durch FFH-Gebiete laufende Seekabelsystem Nord.Link wird eine Trasse außerhalb der NATURA2000-Gebiete in der AWZ vorgeschlagen. Diese Trasse verläuft überwiegend parallel zu NorGer. Nördlich des Verkehrstrennungs-

70 68 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme gebietes German Bight Western Approach knickt das Kabel nach Osten ab und wird parallel zu zwei Verbindungen untereinander zu Cluster 4 und von dort parallel zu HelWin 2 zu Grenzkorridor IV geführt. Für das beantragte grenzüberschreitende Seekabelsystem COBRA sind verschiedene Trassenverläufe über die komplette Trasse einschließlich der Bereiche im Küstenmeer bzw. den dänischen Gewässern beim BSH eingereicht worden. Die hier dargestellte angepasste Vorzugstrasse des Vorhabensträgers beginnt westlich der drei Gleichstrom-Seekabelsysteme in Grenzkorridor I. Von dort verläuft das Seekabelsystem bis zur Europipe 1 parallel zu dem Gleichstrom-Seekabelsystem aus Cluster 8. Die Trasse liegt innerhalb des Schifffahrt-Vorranggebietes 3. Nach der Kreuzung mit den Rohrleitungen Norpipe und Europipe 1 verläuft das geplante grenzüberschreitende Seekabelsystem parallel zu Schifffahrtsroute 5 und ändert an der Kreuzung der Schifffahrtsrouten 4 und 5 die Richtung nach Nordosten. Im weiteren Verlauf kreuzt das geplante grenzüberschreitende Seekabelsystem NorGer, die Europipe 2 sowie die in der AWZ bewilligten bzw. aktiven Sand- und Kiesgewinnungsgebiete Weiße Bank, BSK 1 und OAM III und das FFH-Gebiet Sylter Außenriff. Innerhalb der AWZ werden zudem die Datenkabel SeaMeWe 3, Atlantic Crossing 2, TAT 14N und Atlantic Crossing 1A gekreuzt. Der eingereichten Vorzugstrasse entsprechend führt das System an der Grenze zu den dänischen Gewässern durch den Grenzkorridor V. Als Alternativen zu dem beschriebenen COBRA -Kabel wurden vorsorglich Seekabeltrassen parallel zu den Schifffahrtsrouten 6 und 10 geprüft. Da die Trasse entlang Schifffahrtsroute 6 aber in großen Bereichen auch durch das FFH-Gebiet Sylter Außenriff und zudem durch 30- Biotop-Verdachtsflächen führt, kommt diese Trasse im Bereich des FFH-Gebiets derzeit als Alternative nicht ernsthaft in Betracht. Da die Route jedoch aus planerischer Sicht im westlichen Bereich als Alternative zur COBRA -Vorzugstrasse angesehen wird, wird die ggf. erforderliche Fläche in diesem Bereich über die Veränderungssperre vom 15.Juni 2012 weiterhin räumlich gesichert. Die zweite Alternative zum COBRA -Kabel verläuft parallel zu Schifffahrtsroute 10. Diese Trasse ist sowohl aus planerischer als auch aus naturschutzfachlicher Sicht als Alternative zu COBRA zu prüfen und ist als Alternativtrasse im BFO dargestellt. Zudem sind an der kompletten Außengrenze der AWZ sowie zum Küstenmeer Grenzkorridore für Seekabelsysteme vorgesehen, die auch zur Koordinierung der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme dienen. Eine Abstimmung dieser Grenzkorridore für grenzüberschreitende Seekabelsysteme mit den Anrainerstaaten soll im Rahmen dieses Plans oder den Planfeststellungsverfahren erfolgen.

71 Verbindungen untereinander Kartographische Darstellung Abbildung 7: Darstellungen der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme 7 Verbindungen untereinander Nach 17 Abs. 2a Satz 4 EnWG (a. F) bzw. 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 6 EnWG (n. F.) soll der BFO auch Darstellungen zu möglichen Verbindungen untereinander bzw. Trassen oder Trassenkorridore zu oder für mögliche Verbindungen von Offshore-Anlagen, Trassen für Anbindungsleitungen und grenzüberschreitenden Stromleitungen sowie Standorten von Konverterplattformen untereinander enthalten. Verbindungen untereinander sind Seekabelsysteme, die die Anbindungsleitungen, d.h. die Konverterplattformen und die Gleichstromseekabelsysteme und damit die Offshore- Windparks miteinander verbinden können und die zur Gewährleistung der Systemsicherheit beitragen, durch (Teil-) Redundanzen die Einspeisesicherheit erhöhen, um damit Ausfallschäden zu reduzieren und die Systemsicherheit zu erhöhen, sowie mit einem effizienten Netzausbau vereinbar sind. Der BFO schafft die räumlichen Voraussetzungen für diese Verbindungen untereinander. Die Entscheidung darüber ob und wann einer Verbindung untereinander umgesetzt wird, ist dem durch die BNetzA bestätigten Offshore- Netzentwicklungsplan vorbehalten.

72 70 Verbindungen untereinander 7.1 Standardisierte Technikvorgaben Zusammenfassung Ausführung in Drehstromübertragung Drehstrom-Übertragungsspannung 155 kv Gleichstrom-Verbindungen anstreben Ausführung in Drehstromübertragung Verbindungen von Konverterplattformen für Anbindungsleitungen untereinander werden im Nahbereich von bis zu 20 km in Drehstromtechnik ausgeführt. Grundsätzlich kommt für eine Verbindung untereinander der Einsatz von Drehstrom- oder Gleichstromsystemen in Frage. Kurzfristig kann für diese Verbindungen jedoch nur die Drehstromtechnologie eingesetzt werden, da für diesen Zweck noch keine ausgereifte Technik im Gleichstrombereich zur Verfügung steht. Dieser Plan schafft insoweit die räumliche Voraussetzung für die Verbindungen der Konverterplattformen in räumlich nahen Bereichen mit Kabellängen von bis zu 20 km mit Drehstromtechnologie. Diese Länge entspricht dem unter Kapitel und dargestellten Planungsgrundsatz, nach dem auch die Drehstromverbindung zwischen Umspannwerk des Offshore-Windparks und der Konverterplattform nicht länger als 20 km sein soll. Bei größeren Entfernungen und dadurch bedingten größeren Kabellängen überwiegen die Nachteile der Drehstromtechnologie aufgrund der bei einer steigenden Länge des Kabels zunehmenden Verlusten und der damit einhergehenden Erwärmung des Meeresbodens. Hinzu kommt ein deutlich höherer Platzbedarf auf der Konverterplattform durch die notwendige Blindleistungskompensation. Da die Leistung je Drehstrom-Seekabelsystem, wie unter Kapitel beschrieben, auf ca. 200 MW begrenzt ist, werden jeweils zwei parallele Systeme zur Verbindung untereinander vorgesehen. Aus diesem Grund werden im Rahmen des Netzplans für die Verbindungen untereinander räumlich jeweils zwei parallele Trassen gesichert Drehstromsystem: Übertragungsspannung 155 kv Die Drehstrom-Systeme für Verbindungen untereinander werden mit einer einheitlichen Spannungsebene von 155 kv ausgeführt. Wegen der Begründung wird auf die Begründung der standardisierten Technikvorgabe verwiesen Gleichstrom-Verbindungen anstreben Die Realisierung von Gleichstrom-Verbindungen ist anzustreben. Wie bereits oben ausgeführt, hätte der Einsatz der Hochspannungsgleichstromübertragung für Verbindungen untereinander mit einer Länge von über 20 km Vorteile, insbesondere: - Höhere Leistung je Kabelsystem - Keine Blindleistungskompensation - Geringere Verluste Mittelfristig wird mit der Verfügbarkeit der notwendigen Komponenten gerechnet, so dass Verbindungen untereinander auch mit Gleichstromtechnologie vorgenommen werden können. Daher sollen bereits jetzt die Voraussetzungen für Gleichstromverbindungen untereinander geschaffen werden (z. B. über standardisierte Konverterplattformen oder die Vorhaltung von

73 Verbindungen untereinander 71 Raum auf den Plattformen). Die notwendigen Trassen werden auch für Gleichstromverbindungen untereinander gesichert, wodurch eine technologische Weiterentwicklung im HGÜ-Bereich angereizt werden sollen. Die Verbindung von Anbindungsleitungen untereinander, vor allem auch die Möglichkeiten, die die Gleichspannungsübertragung in Zukunft verspricht, werden im Rahmen der Fortschreibung des Plans eingehender betrachtet und konkretisiert. Für diese Verbindungen sind noch keine konkreten Vergleiche zwischen Gleich- und Drehstromtechnologie hinsichtlich ihrer technischen und wirtschaftlichen Effizienz (insbesondere auch in Bezug auf die Trassenlänge) bekannt. Diese Frage soll im Rahmen der Fortschreibung des Plans geklärt werden. Hierzu soll ein Gutachten in Auftrag gegeben werden. 7.2 Planungsgrundsätze Zusammenfassung größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelführung Abstand bei Parallelverlegung: 100 m; nach jedem zweiten Kabelsystem 200m Rechtwinklige Kreuzung der Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt Berücksichtigung bestehender und genehmigter Nutzungen (Bebauung 500 m Abstand, Schifffahrtsrouten 300 m Abstand) Kreuzungen vermeiden, wenn zwingend erforderlich, dann möglichst rechtwinklig; Abstand zwischen Wendepunkten 250 m Drehstrom-Seekabelsystems nicht länger als 20 km Verlegetiefe 1,5 m, innerhalb der Verkehrstrennungsgebiete 3,0 m Verlegung möglichst außerhalb der Natura2000-Gebiete/ geschützte Biotope Schonendes Verlegeverfahren Zeitliche Gesamtkoordinierung der Verlegearbeiten Berücksichtigung von Kulturgütern und Fundstellen von Kampfmitteln Rückbaupflicht Bündelung Bei der Verlegung von Verbindungen untereinander ist eine größtmögliche Bündelung im Sinne einer Parallelführung zueinander anzustreben. Zudem soll die Trassenführung möglichst parallel zu bestehenden Strukturen gewählt werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Abstand bei Parallelverlegung Bei der Parallelverlegung von Seekabelsystemen zur Verbindung untereinander ist zwischen den einzelnen Systemen ein Abstand von 100 m einzuhalten. Nach jedem zweiten Kabelsystem ist ein Abstand von 200 m einzuhalten. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen.

74 72 Verbindungen untereinander Kreuzung der Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt Für die Schifffahrt im Raumordnungsplan AWZ Nordsee festgelegte Vorrang- und Vorbehaltsgebiete sollen von Verbindungen untereinander möglichst auf kürzestem Weg gekreuzt werden, sofern eine Parallelführung zu bestehenden baulichen Anlagen nicht möglich ist. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Berücksichtigung bestehender und genehmigter Nutzungen Bei der Wahl der Streckenführung von Verbindungen untereinander soll Rücksicht auf bestehende und genehmigte Nutzungen und Nutzungsrechte sowie auf die Belange der Schifffahrt und Fischerei genommen werden. Auf bereits vorhandene Rohrleitungen und Seekabel ist bei der Wahl des Streckenverlaufs für neue Verbindungen untereinander gebührend Rücksicht zu nehmen; es ist ein Abstand von 500 m einzuhalten. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Kreuzungen Kreuzungen von Verbindungen untereinander sollen sowohl untereinander als auch mit anderen bestehenden Rohrleitungen und bestehenden oder im Rahmen dieses Plans festgelegten Seekabeln so weit wie möglich vermieden werden. Wenn Kreuzungen nicht vermieden werden können sind diese nach dem jeweiligen Stand der Technik und möglichst rechtwinklig auszuführen. Für den Fall, dass das nicht zu vermeidende Kreuzungsbauwerk nicht rechtwinklig ausgeführt werden kann, sollte der Kreuzungswinkel 45 nicht unterschreiten sowie zwischen den erforderlich werdenden Wendepunkten ein Abstand von mindestens 250 m vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Länge Verbindungen untereinander Verbindungen untereinander, die als Drehstrom-Seekabelsysteme verschiedene Anbindungsleitungen über die Konverterplattformen untereinander verbinden, sollen eine Länge von 20 km nicht überschreiten. Wegen der Begründung wird auf die Begründung der Grundsätze und verwiesen Verlegetiefe Bei der Festlegung der Verlegetiefe von Verbindungen untereinander sollen insbesondere die Belange der Schifffahrt und der Fischerei, des Schutzes der Meeresumwelt sowie der Systemsicherheit berücksichtigt werden. Dazu ist bei der Verlegung eine Überdeckungshöhe von 1,5 m außerhalb und von 3,0 m innerhalb der Verkehrstrennungsgebiete herzustellen. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Verlegung außerhalb der Natura2000-Gebiete und geschützter Biotopstrukturen Bei der Verlegung von Verbindungen untereinander sollen mögliche Beeinträchtigungen der Meeresumwelt minimiert werden. Dazu sollten die Verbindungen untereinander möglichst außerhalb von Natura2000-Gebieten verlegt werden. Bekannte Vorkommen geschützter Biotope nach 30 BNatSchG oder entsprechende Strukturen sind möglichst zu umgehen.

75 Verbindungen untereinander 73 Die Vorgaben des 45 WHG sind zu beachten, die beste Umweltpraxis ( best environmental practice ) gemäß OSPAR-Übereinkommen sowie der jeweilige Stand der Technik sollen berücksichtigt und im Einzelverfahren konkretisiert werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Schonendes Verlegeverfahren Zum Schutz der Meeresumwelt soll bei der Verlegung von Verbindungen untereinander ein möglichst schonendes Verlegeverfahren gewählt werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Zeitliche Gesamtkoordinierung der Verlegearbeiten Zur Vermeidung bzw. Verminderung kumulativer Auswirkungen soll eine zeitliche Gesamtkoordination der Verlegearbeiten von Verbindungen untereinander vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Berücksichtigung von Kulturgütern Bei der Trassenwahl sollen bekannte Fundstellen von Kulturgütern berücksichtigt werden. Sollten bei der Planung oder Verlegung von Verbindungen untereinander bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kulturgüter aufgefunden werden, sollen entsprechende Maßnahmen zur Sicherung des Kulturgutes getroffen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Berücksichtigung von Fundstellen von Kampfmitteln Bei der Standortwahl sollen bekannte Fundstellen von Kampfmitteln vermieden werden. Sollten bei der Planung oder Errichtung der Verbindungen untereinander bisher nicht bekannte im Meeresboden befindliche Kampfmittel aufgefunden werden, sind entsprechende Schutzmaßnahmen zu ergreifen. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen Rückbaupflicht Verbindungen untereinander sind nach Aufgabe der Nutzung zurück zu bauen. Verursacht der Rückbau größere nachteilige Umweltauswirkungen als der Verbleib, ist von ihm ganz oder teilweise abzusehen, es sei denn, der Rückbau ist aus Gründen der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs erforderlich. Für den Fall eines Verbleibs sollen geeignete Überwachungsmaßnahmen hinsichtlich möglicher künftiger Gefährdungen vorgesehen werden. Wegen der Begründung wird auf die Begründung des Grundsatzes verwiesen. 7.3 Räumliche Festlegungen Im BFO werden entsprechend 17 Abs. 2a Satz 4 EnWG (a. F.) bzw. 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 6 EnWG (n. F.) Trassen bzw. Trassenkorridore zu oder für mögliche Verbindungen untereinander dargestellt bzw. festgelegt. Wie in den technischen Regelvorgaben unter Kapitel und beschrieben, wird für die Verbindungen der Konverterplattformen untereinander unterschieden zwischen Verbindungen mit einer Kabellänge von bis zu 20 km, die für Verbindungen untereinander in Drehstromtechnologie gesichert werden und Verbindungen mit einer Länge von mehr als

76 74 Verbindungen untereinander 20 km, die für eine zukünftige Realisierung als Gleichstromsystem vorgehalten werde. Für Verbindungen mittels Drehstrom werden aufgrund der relativ geringeren Leistung je Kabelsystem Korridore für jeweils zwei Systeme, für Verbindungen mittels Gleichstrom Korridore für ein Kabel zur Verbindung zweier Cluster gesichert. Wie im Grundsatz ausgeführt, besteht für Verbindungen untereinander noch keine ausreichende Sicherheit, dass die Begrenzung der Trassenlänge für den Einsatz der Drehstromtechnologie hinsichtlich ihrer technischen und wirtschaftlichen Effizienz richtig gewählt ist. Daher soll insbesondere diese Fragestellung im Rahmen der Fortschreibung wenn möglich mittels eines Gutachtens untersucht werden. Um die Möglichkeiten zur Verbindung untereinander durch Drehstromsysteme nicht zu verbauen und damit eine Anhebung dieser Länge von 20 km zu ermöglichen, wird darüber hinaus für Verbindungen mit einer Trassenlänge von bis zu 50 km Raum für zwei Kabelsysteme vorgesehen. Diese Sicherung von zwei Trassen auch bei einer Länge von über 20 km erscheint notwendig, da bezüglich dieser Fragestellung noch zusätzliche Erkenntnisse erwartet werden und den Verbindungen untereinander durch die Novelle des EnWG eine gesteigerte Bedeutung zur Optimierung und Verstärkung der Offshore- Anbindungsleitungen für einen sicheren und zuverlässigen Betrieb dieser Leitungen zukommt. Bei längeren Trassen überwiegen fallen hingegen die unter Kapitel bzw. Kapitel genannten Nachteile wie die ansteigende notwendige Blindleistungskompensation immer mehr ins Gewicht und die je System übertragbare Leistung sinkt. Daher werden im Folgenden die Korridore für diese möglichen Trassen jeweils bezogen auf ihre zu erwartende Länge (bis 20 km, zwischen 20 km und 50 km sowie über 50 km Länge) getrennt aufgeführt. Die Entscheidung ob und wann einer Verbindung untereinander umgesetzt wird, ist in Zukunft dem durch die BNetzA zu bestätigenden Offshore-Netzentwicklungsplan vorbehalten der BFO soll die Voraussetzungen für diese Verbindungen schaffen. Verbindungen Untereinander bis 20 km Länge (zwei parallele Systeme) Es wird ein Trassenkorridor festgelegt, der die Cluster 1 und 2 parallel zum Gleichstrom- Seekabelsystem über einen ca. 12 km langen Korridor miteinander verbindet. Hierbei werden das grenzüberschreitende Seekabelsystem NorNed und die Gleichstrom-Seekabelsysteme aus Cluster 6 und 8 gekreuzt. Eine Verbindung der bereits genehmigten Konverterplattformen BorWin alpha und BorWin beta mit der dritten in diesem Cluster erforderlichen Plattform dient der Systemsicherheit, da die zugehörigen Gleichstrom-Seekabelsysteme über unterschiedliche Trassen an Land geführt werden. Die bestehenden Plattformen BorWin alpha und BorWin beta werden über die Norderney-Trasse (Grenzkorridor III) geführt, die dritte Plattform über den Grenzkorridor I (Ems- Korridor). Die Trasse zwischen diesen Plattformen ist ca. 6 km lang. Auch die Verbindung zwischen Cluster 6 und 7 wird von den beiden bereits genehmigten Plattformen BorWin alpha und BorWin beta aus vorgesehen. Durch diese 20 km lange, parallel zu den Anbindungsleitungen BorWin1 und BorWin2 verlaufende Trasse kann eine Teilredundanz erzeugt werden, da die Korridore über verschiedene Gleichstrom- Seekabelsysteme und Grenzkorridore an Land geführt werden. Gleiches gilt auch für die ca. 17 km lange Trasse zwischen den Clustern 6 und 9, die die entsprechenden Plattformen auf direktem Weg verbindet. Die Plattformen der Cluster 7 und 8 sowie die der Cluster 9 und 10 können jeweils direkt miteinander verbunden werden. Diese ca. 10 km langen Verbindungen kreuzen die Rohrleitungen Norpipe und Europipe 1. Bei den nur durch das grenzüberschreitende Stromkabel NorNed getrennten Clustern 11 und 12 ist eine Verbindung auf möglichst direktem Weg durch Cluster 11 möglich. Diese Verbindung ist ca. 17 km lang.

77 Verbindungen untereinander 75 Verbindungen Untereinander zwischen 20 km und 50 km Länge (zwei parallele Systeme) Es wird eine Trasse festgelegt, die die geplante dritte Plattform in Cluster 6 ( BorWin delta ) mit der Plattform in Cluster 1 verbindet. In Cluster 6 liegt der Korridor entlang der Schifffahrtsroute 12. In der Schifffahrtsroute 2 bzw. dem Verkehrstrennungsgebiet German Bight Western Approach wird die Route des außer Betrieb befindlichen Datenkabels UK-D6 übernommen. In Cluster 1 wird von der Route des Datenkabels abgewichen. Die geplante Verbindung untereinander verläuft erst in östlicher, dann in südlicher Richtung parallel zu den Schifffahrtsrouten 2 und 3. Diese Verbindung untereinander ist ca. 44 km lang. Da die Konverter über unterschiedliche Trassen angebunden werden, dient dies zusätzlich der Systemsicherheit. Als Fortführung der Verbindung der Konverterplattformen in Cluster 6 und 7 sowie 7 und 8 wird eine das Cluster 8 mit Cluster 11 verbindende Trasse vorgehalten. Diese ca. 45 km lange Verbindung verläuft westlich parallel zur Schifffahrtsroute 5. Bei der Verbindung der Cluster 8 und 10 werden zwei alternative Trassen gesichert. Die ca. 42 km lange Trasse verläuft vom Konverter des Clusters 10 in nordöstlicher Richtung parallel zwischen Schifffahrtsroute 6 und dem planungsrechtlich verfestigten Windpark Kaikas, kreuzt das grenzüberschreitende Seekabel-System NorNed sowie die Schifffahrtsroute parallel zu Schifffahrtsroute 4 und führt anschließend parallel zu Schifffahrtsroute 5 nach Süden zum Konverter des Clusters 8. Die ca. 28 km lange Alternativtrasse kreuzt die Rohrleitung Europipe 1, verläuft dann südlich parallel zur Rohrleitungund kreuzt diese dann erneut zur Anbindung an den Konverter. Die ca. 35 km lange vorgehaltene Trasse zur Verbindung der Cluster 10 und 12 verläuft im Cluster 10 zwischen dem planungsrechtlich verfestigten Windpark Kaikas, einem beantragten Projekt und dann parallel zu Schifffahrtsroute 4 in nordwestlicher Richtung. Anschließend wird die Route 4 gekreuzt und die Trasse verläuft in nordöstlicher Richtung zwischen den beantragten Windparks zum Konverterstandort des Clusters 12. Auch für die Cluster 5 und 13 wird eine Verbindung untereinander vorbereitet. Beide Cluster liegen am FFH-Gebiet Sylter Außenriff. Der Korridor für die Verbindung untereinander verläuft parallel zur Anbindungsleitung von Cluster 13 an der nördlichen Grenze des FFH-Gebiets Sylter Außenriff. Die Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt sowie die Rohrleitung Europipe 2 werden, soweit möglich, rechtwinklig gekreuzt. Aufgrund der Führung nördlich des FFH-Gebiets, die eine Querung vermeidet, ergibt sich gegenüber einer Querung des FFH- Gebiets ein um ca. 3 km längerer Kabelkorridor, daher soll diese Trassierung im Rahmen der Fortschreibung bzw. im Einzelverfahren näher untersucht werden. Die Umplanung gegenüber dem Entwurf (Stand September) erfolgte aufgrund der Stellungnahme der Abstimmungsbehörde BfN. Des Weiteren werden Trassen zu Verbindung von Clustern untereinander gesichert, die über verschiedene Grenzkorridore an Netzverknüpfungspunkte in Schleswig-Holstein und Niedersachsen angebunden werden. Mit diesen Trassen wird die Möglichkeit eröffnet, über eine möglichst voneinander unabhängige Abführung eine zusätzliche Sicherheit für die Netzanbindung dieser Cluster zu erreichen ohne zusätzliche Seekabelsysteme durch das Küstenmeer führen zu müssen. Es werden mögliche Trassen zur Verbindung der Cluster 11 und 12 mit dem Cluster 13 festgelegt. Die Trasse zur Verbindung des Clusters 12 mit Cluster 13 führt vom Konverter in nordwestlicher Richtung zur Schifffahrtsroute 10, zu der sie dann parallel bis zum grenzüberschreitenden Seekabel NorNed verläuft. NorNed wird rechtwinklig gekreuzt, ebenso das geplante grenzüberschreitende Seekabelsystem NorGer. Anschließend verläuft die Trasse parallel zum FFH-Gebiet Sylter Außenriff zu den Konvertern des Clusters 13. Möglich wäre auch innerhalb des Clusters 12 eine Führung parallel zum grenzüberschreitenden Seekabelsystem NorNed.

78 76 Verbindungen untereinander Die Verbindung der Cluster 11 und 13, die im Entwurf das FFH-Gebiet Sylter Außenriff auf dem kürzest möglichen Weg querte, wird der Stellungnahme der Abstimmungsbehörde BfN folgend vorsorglich um das Schutzgebiet herum geplant. Die Cluster werden durch eine etwa 44 km lange Trasse verbunden, die entlang der südöstlichen Seite von Cluster 13 und der nordöstlichen Seite von Cluster 11 parallel zum FFH-Gebiet Sylter Außenriff verläuft. Da unter Querung des FFH-Gebiets eine kürzere Alternativroute möglich ist, soll im Rahmen der Fortschreibung bzw. im Einzelverfahren näher untersucht werden, welche Trasse umweltverträglicher ist. Das gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass Verbindungen untereinander mittelfristig möglicherweise als Gleichstrom-Verbindung mit nur einem Kabel umgesetzt werden können. Verbindungen untereinander über 50 km Länge (ein System) Die mögliche Verbindung der Cluster 7 und 3 verläuft zu großen Teilen östlich der Gleichstrom- Seekabelsysteme BorWin1 und BorWin2. Eine alternative Führung innerhalb von Cluster 3 ist aufgrund der genehmigten bzw. planungsrechtlich verfestigten Windparks nicht mehr möglich. Diese Verbindung ist ca. 60 km lang. Des Weiteren werden Trassen zu Verbindung von Clustern untereinander gesichert, die über verschiedene Grenzkorridore an Netzverknüpfungspunkte in Schleswig-Holstein und Niedersachsen angebunden werden. Neben der Alternativtrasse für Nord.Link wird eine Trasse zur Verbindung von Cluster 4 mit den Clustern 8 und 11 vorgesehen. Die ca. 130 km lange Trasse zur möglichen Verbindung der Cluster 4 und 11 verläuft bis zur Schifffahrtsroute 2 (Verkehrstrennungsgebiet German Bight Western Approach ) parallel zu dem beantragten grenzüberschreitenden Seekabelsystem NorGer bzw. der Rohrleitung Europipe 2. Dort kreuzt es die Rohrleitung Europipe 2 und das Seekabelsystem NorGer und verläuft in östlicher Richtung südlich der militärischen Übungsgebiete zu Cluster 4. Die ca. 110 km lange im Plan festgelegte Trasse für die mögliche Verbindung der Cluster 8 und 4 verläuft von Cluster 8 parallel zur Rohrleitung Europipe 1 bis zur Schifffahrtroute 2 (Verkehrstrennungsgebiet German Bight Western Approach ). Von dort verläuft das Seekabelsystem parallel zur Schifffahrtsroute 2, kreuzt die Rohrleitung Europipe 2 und das beantragte grenzüberschreitende Seekabelsystem NorGer und verläuft dann parallel zu der Trasse zur Verbindung der Cluster 4 und 11.

79 Zusammenfassung der Abwägung Kartographische Darstellung Abbildung 8: Darstellungen der Verbindungen untereinander 8 Zusammenfassung der Abwägung Zur Aufstellung des BFO führte das BSH im Juni 2012 eine erste Konsultationsrunde zur Beteiligung der Träger öffentlicher Belange, Verbände, des ÜNB der Nordsee, der Windparkentwickler sowie weiterer möglicher Betroffener durch. In der Konsultationsrunde gingen insgesamt 51 Stellungnahmen ein. Am 24. Juli 2012 fand ein Scoping-Termin zur Besprechung des ersten Entwurfs des Netzplans sowie des Entwurfs der Gliederung des Umweltberichts statt. Nach Durchführung einer Vielzahl von Abstimmungs- und Besprechungsterminen mit der Einvernehmensbehörde BNetzA, den Küstenländern, dem BfN, dem ÜNB sowie Windparkbetreibern und -entwicklern ( Clustertreffen ) zur Abstimmung insbesondere der Korridore einschließlich der Grenzkorridore an der Grenze AWZ/12 sm-zone, wurde der Entwurf des BFO anhand der eingegangenen Stellungnahmen, der Ergebnisse des Scoping-Termins sowie der Ergebnisse der Abstimmungsgespräche konkreter ausgearbeitet und eine SUP durchgeführt. Der überarbeitete Entwurf des Plans und der Entwurf des Umweltberichts wurden in eine zweite Beteiligung der Träger öffentlicher Belange und Verbände gegeben und mit der Gelegenheit zur Stellungnahme öffentlich ausgelegt. Am 30. Oktober 2012 fand ein öffentlicher Anhörungstermin statt, bei welchem der Entwurf des BFO sowie der Entwurf des Umweltberichts zur Diskussion standen. Im Rahmen der Konsultation gingen insgesamt 45 Stellungnahmen ein. Im Nachgang zu dem Anhörungstermin erfolgten erneut Abstimmungsgespräche mit dem BfN, den Küstenländern, der Wasser- und Schifffahrtsverwaltung (WSD Nord und Nordwest), dem ÜNB sowie Projektgesellschaften von Offshore-Windparks oder für grenzüberschreitende

80 78 Zusammenfassung der Abwägung Seekabelsysteme zur Abstimmung einzelner Fragestellungen und zur weiteren Ermittlung der möglichen Betroffenheit von öffentlichen und privaten Belangen. Am 13. November 2012 fand auf Einladung der Stiftung Offshore Windenergie ein Workshop zum Thema Seekabel zur Netzanbindung von Offshore-Windparks: Verlegetechnik, Mindestabstände und Risiken durch Ankerschäden statt. Anhand der eingegangenen Stellungnahmen, der Ergebnisse des Anhörungstermins und des Workshops sowie der Abstimmungsgespräche wurden der zweite Entwurf des BFO sowie der Entwurf des Umweltberichts erneut überarbeitet. Im Folgenden werden zunächst die wesentlichen Änderungen oder Ergänzungen gegenüber dem ersten überarbeiteten Entwurf des Plans und die wesentlichen Ergebnisse der diesem Plan zugrunde liegenden Abwägung zusammengefasst. 8.1 Wesentliche Änderungen und Ergänzungen des finalen BFO gegenüber dem zweiten, überarbeiteten Entwurf Kapitel 1 bis 4: Cluster, Planungshorizonte und angenommene Leistung Die identifizierten Cluster 1 bis 13 sind auf der Grundlage der Ergebnisse des Konsultationsverfahrens nicht geändert worden. Es ist jedoch klarstellend aufgenommen worden, dass ein weiteres Cluster mit zwei beantragten Vorhaben als potentielles Cluster 14 unter besonderer Beobachtung steht. Darüber hinaus wird näher begründet, warum beantragte Offshore- Windparkvorhaben aufgrund erkennbarer Zulassungshindernisse nicht mit in die Planung aufgenommen worden sind. Die nachrichtliche Darstellung der angenommenen Leistung in der Ostsee bis 2022 und 2030 ist herausgenommen worden. Kapitel 5: Standardisierte Technikvorgaben, Planungsgrundsätze und räumliche Festlegungen Klarstellend wurde eine neue standardisierte Technikvorgabe zum Einsatz selbstgeführter Hochspannungsgleichstromübertragung aufgenommen. Die einheitlichen Spannungsebenen für die Gleich- wie für die Drehstromsysteme wurden näher begründet. Für die Standardleistung der Gleichstromsysteme wird eine Prüfung zur Erhöhung der Systemleistung auf MW angekündigt, ein Standard für die Drehstromsysteme wird nicht festgelegt. Einige Abstandsregelungen wurden angepasst und Grenzkorridor II (Norpipe) herausgenommen. Demzufolge sind umfangreiche Umplanungen hinsichtlich der Trassenführung der Gleichstromseekabelsysteme erforderlich geworden. Ergänzend sind Grundsätze mit Umweltbezug präzisiert bzw. zusätzlich aufgenommen worden, z. B. Grundsatz zum Einsatz von Schallschutzmaßnahmen. Kapitel 6: Grenzüberschreitende Seekabelsysteme Für das Vorhaben Nord.Link wird ebenso wie bei dem grenzüberschreitenden Seekabelsystem COBRA in Ergänzung zu der Vorzugstrasse eine Alternativtrasse außerhalb des FFH-Gebietes Sylter Außenriff in Parallelführung zur NorGer -Planung dargestellt. Kapitel 7: Verbindungen untereinander Es erfolgt die Klarstellung, dass der BFO die räumlichen Voraussetzungen für diese Verbindungen schafft und Trassen für die Verbindung der Cluster sichert, um zukünftig (Teil-) Redundanzen im Offshore-Netz herstellen zu können. Die Entscheidung, ob und wann eine Verbindung untereinander umgesetzt wird, ist dem Offshore-Netzentwicklungsplan vorbehalten, der durch die BNetzA bestätigt werden muss.

81 Zusammenfassung der Abwägung Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse der Abwägung Anwendungsbereich des BFO, Rechtsnatur und andere Instrumente Einige Konsultationsteilnehmer regen in Bezug auf den Anwendungsbereich des BFO an, die Trassen für die Anbindungsleitungen für die Offshore-Windparks nicht lediglich bis zur Grenze der AWZ/12 sm-zone, sondern bis zu den Netzverknüpfungspunkten an Land zu planen. Zudem wird gefordert, dass mit Blick auf das Gesamtsystem eine Abstimmung bzw. Konsistenz zwischen Onshore-Netzplanung, insbesondere Netzentwicklungsplan Strom, und der Offshore- Netzplanung erreicht werden müsse. Einige Konsultationsteilnehmer fordern eine ausführlichere Auseinandersetzung mit der Rechtsnatur des BFO sowie dessen Verhältnis zur Raumordnung. Eine durchgehende Planung der Offshore-Anbindungsleitungen bis zu den landseitigen Netzverknüpfungspunkten ist im Grundsatz eine nachvollziehbare Forderung. Allerdings erstreckt sich der Anwendungsbereich des BFO nach der gesetzlichen Kompetenzzuweisung des 17 Abs. 2a Satz 3 EnWG (a. F.) bzw. 17a Abs. 1 Satz 1 EnWG (n. F.) in räumlicher Hinsicht auf die deutsche AWZ. Eine über die Grenze der deutschen AWZ hinausgehende Festlegung der Trassen erfolgt daher nicht. Dem Umstand, dass sich insbesondere die in der AWZ räumlich festgelegten Trassen für Seekabelsysteme in ein bis zu den Netzverknüpfungspunkten an Land konsistentes Gesamtsystem einzufügen haben, wird durch das Einvernehmens- bzw. Abstimmungserfordernis mit der BNetzA, dem BfN sowie den Küstenländern für den Bereich der Nordsee Niedersachen und Schleswig-Holstein Rechnung getragen. Insoweit hat eine enge Abstimmung stattgefunden. Die Abstimmungsgespräche haben insbesondere die Festlegung der Grenzkorridore durch z. B. Streichung von zwei Grenzkorridoren im Laufe des Konsultationsverfahrens geführt und maßgeblich die Trassenführung innerhalb der AWZ beeinflusst (vgl. dazu näher unter Kapitel , und ). Der BFO hat den Charakter einer Fachplanung und trifft damit räumliche Festlegungen bzw. Festlegungen in Gestalt von Grundsätzen und standardisierten Technikvorgaben, welche die räumlichen Festlegungen mitbestimmen. Die Fachplanung erfolgt im Rahmen der bestehenden Rahmenbedingungen. Zur Ordnung der unterschiedlichen Nutzungen wie etwa Schifffahrt, Windenergie, Rohrleitungen und Forschung in der AWZ existiert seit 2009 der Raumordnungsplan, welcher durch Ziele und Grundsätze den interessengerechten Ausgleich dieser Nutzungen verbindlich regelt. Der Raumordnungsplan enthält bereits erste Ziele und Grundsätze für die Planung von Seekabelsystemen für Offshore-Windparks. Diese wurden im Rahmen dieses Fachplans in Form von Grundsätzen entweder übernommen oder sinngemäß angewendet bzw. sachgerecht ergänzt. Insoweit und soweit der BFO Grundsätze aufstellt, welche nicht im Raumordnungsplan enthalten sind, wird im Rahmen der Fortschreibung der Raumordnung eine entsprechende Anpassung zu prüfen sein Identifizierung von Offshore-Anlagen für Anbindungsleitungen Planungshorizonte In Bezug auf den im ersten Entwurf des BFO dargestellten Planungshorizont der Ziele der Bundesregierung bis 2030 regte die Einvernehmensbehörde BNetzA in ihrer Stellungnahme vom 11. Juli 2012 an, nicht ausschließlich die Ziele der Bundesregierung, sondern auch den von der BNetzA genehmigten Szenariorahmen von Dezember 2011 d. h. das Leitszenario B zu Grunde zu legen, um eine möglichst hohe Konsistenz zwischen den Planungen auf See und an Land herzustellen. Entsprechend dieser Anregung ist eine gestaffelte räumliche Planung, d. h. nicht nur eine Gesamtplanung bis zum Jahre 2030, sondern daraus abgeleitet ebenfalls eine auf das durch die BNetzA genehmigte Leitszenario B abgestimmte Planung bis zum Jahre 2022 in den Plan aufgenommen worden. Diese Anregung begrüßen etliche Träger öffentlicher

82 80 Zusammenfassung der Abwägung Belange (etwa Abstimmungsbehörden Niedersachsen und Schleswig-Holstein, BfN, UBA), Verbände sowie Private und schließen sich dieser an. Daraufhin tragen insbesondere Vertreter der Projektgesellschaften von Offshore-Windparks vor, der BFO habe sowohl nach alter als auch neuer Rechtslage eine ausschließlich räumliche Funktion. Eine solche Auslegung ergebe sich aus dem Wortlaut des 17 Abs. 2a Satz 3 EnWG (a. F.) und werde durch die Einführung des 17a EnWG (n. F.) und dessen neuer systematischer Stellung bestätigt und konkretisiert. Eine Rechtsgrundlage für die Festlegung einer zeitlichen Realisierungsreihenfolge durch das BSH im Rahmen des Bundesfachplans bestehe nicht. Demgegenüber wird zum Teil gefordert, es sollten nicht nur unterschiedliche Planungshorizonte dargestellt werden, sondern eine verbindliche zeitliche Realisierungsreihenfolge ( synchronisierte Zeitschiene ) der Offshore-Windparks und der Netzanschlusssysteme im BFO durch das BSH festgelegt werden. Es ist richtig, dass der BFO im Wesentlichen eine räumliche Funktion hat. Entsprechend dieser Funktion erfolgten die einzelnen Festlegungen. Bei der gestaffelten Darstellung der Planungshorizonte bis 2022 und 2030 handelt es sich daher nicht um die Festlegung der zeitlichen Realisierungsreihenfolge der einzelnen geplanten Netzanschlusssysteme oder Windpark-Cluster, sondern um eine gestaffelte Darstellung der räumlichen Planung. Eine solche Darstellung widerspricht weder dem 17 Abs. 2a Satz 3 und 4 EnWG (a. F.) noch dem 17a EnWG (n. F.), denn bereits aufgrund der systematischen Stellung der Anforderungen an den BFO im EnWG in Teil 3 Regulierung des Netzbetriebs sowie der Anforderung, dass die Festlegungen des jeweils aktuellen BFO bei der Netzentwicklungsplanung zu berücksichtigen sind, vgl. 12c EnWG (a. F. hier noch Offshore-Netzplan) und 17b Abs. 1 EnWG (n. F.), wird deutlich, dass die beiden Instrumente im Einklang stehen müssen. Dementsprechend ist die Anregung der BNetzA im Rahmen dieses Plans in Bezug auf die räumliche Planung umgesetzt worden. Die Festlegung der zeitlichen Realisierungsreihenfolge der Einzelprojekte wird in der Tat Aufgabe der Offshore-Netzentwicklungsplanung nach 17b ff. EnWG (n. F.) sowie des Festlegungsverfahrens nach 17d Abs. 5 EnWG (n. F.) sein. Danach haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich zum 03. März, erstmalig zum 03. März 2013, der BNetzA einen ONEP für die AWZ und das Küstenmeer bis einschließlich der Netzverknüpfungspunkte an Land zur Bestätigung vorzulegen. Der ONEP wird auf der Grundlage des Szenariorahmens nach 12a EnWG (n. F.) unter Berücksichtigung der Festlegungen des jeweils aktuellen Bundesfachplans Offshore erstellt und muss mit einer zeitlichen Staffelung alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Offshore-Anbindungsleitungen, die in den nächsten zehn Jahren für einen schrittweisen, bedarfsgerechten und wirtschaftlichen Ausbau sowie einen sicheren und zuverlässigen Betrieb der Offshore- Anbindungsleitungen erforderlich sind, enthalten. Darüber hinaus hat die BNetzA nach 17d Abs. 5 EnWG (n. F.) eine Festlegungskompetenz, wonach sie nähere Bestimmungen zu Inhalt und Verfahren der Erstellung des ONEP, dessen Umsetzung sowie zeitlicher Abfolge und zum Verfahren zur Zuweisung und Übertragung von Anbindungskapazitäten festlegen kann. Die Festlegung zum Verfahren zur Zuweisung und Übertragung von Anbindungskapazitäten erfolgt im Einvernehmen mit dem BSH. Es besteht die Möglichkeit, dass sich insbesondere aufgrund der Festlegung der zeitlichen Realisierungsreihenfolge sowie neuer Erkenntnisse die gestaffelte Darstellung der Cluster ändert und eine neue Einschätzung erforderlich wird. In diesem Fall kann auf etwaige Entwicklungen im Rahmen der Fortschreibung reagiert werden (vgl. dazu näher unter Kapitel 4.2).

83 Zusammenfassung der Abwägung Räumliche Bestimmung der Cluster Cluster 1 bis 13 und nicht einbezogene Cluster Einige Konsultationsteilnehmer, insbesondere Projektgesellschaften von Offshore-Windparks, kritisieren aus unterschiedlichen Gründen die Einbeziehung der im Plan dargestellten 13 Cluster für Offshore-Windparks. Etliche Konsultationsteilnehmer vertreten die Auffassung, das BSH müsse grundsätzlich sämtliche Offshore-Anlagen identifizieren, die für Sammelanbindungen geeignet seien und dürfe dementsprechend keine Vorhaben aus der Planung ausschließen. Dies gelte nach Ansicht einiger Konsultationsteilnehmer besonders für beantragte Vorhaben im Bereich nordwestlich des Verkehrstrennungsgebietes German Bight Western Approach sowie in der Nähe des Sylter Außenriffs. Zudem gelte dies nach Ansicht weiterer Konsultationsteilnehmer für Vorhaben, die in großer Küstenentfernung nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 lägen. Diese seien anstelle von küstennäheren Vorhaben einzubeziehen. Zur Begründung werden verschiedene Argumente vorgetragen. Es wird insbesondere die Ansicht vertreten, dass die erheblich höheren Netzanbindungskosten durch einen höheren Energieertrag ausgeglichen werden könnten, so dass bestimmte Vorhaben anstelle von bereits einbezogenen Clustern in den Plan aufgenommen werden sollten. Grundsätzlich ist festzustellen, dass dem Wortlaut des 17 Abs. 2a EnWG (a. F.) bzw. 17a EnWG (n. F.) nicht zu entnehmen ist, dass sämtliche Anträge für Offshore-Windparks im Rahmen des BFO einzubeziehen sind. Ein Einbeziehungsanspruch besteht dementsprechend kraft der Regelung nicht. Vielmehr bedarf es insoweit einer differenzierten und sachgerechten Prüfung, welche im vorliegenden Plan durchgeführt worden ist. Im Ergebnis werden im Rahmen dieses Plans solche Vorhaben, bei denen im Zulassungsverfahren nach den Vorschriften der SeeAnlV dauerhafte Zulassungshindernisse erkennbar geworden sind, nicht mit einbezogen. Darunter fallen solche Vorhaben, bei denen im Zulassungsverfahren entgegenstehende öffentliche Belange erkennbar geworden sind und damit Zweifel an der Zulassungsfähigkeit dieser Vorhaben bislang nicht ausgeräumt werden konnten. Dies sind zum einen beantragte, nicht genehmigte Vorhaben, die im sog. Hauptverbreitungsgebiet für Seetaucher liegen und zum anderen solche, die im Bereich militärischer Übungsgebiete, sog. Flugwarn- und Übungsgebiet ED-D 44 und ED-D46, geplant sind. Die näheren Gründe sind dem Kapitel zu entnehmen. Da sich diese Vorhaben regelmäßig in einem noch frühen Verfahrensstadium befinden, ist eine Nichteinbeziehung derzeit gerechtfertigt. Es besteht allerdings die Möglichkeit, dass sich im Laufe der nächsten Zeit diese Bewertung ändert, weil sich beispielsweise potenzielle Zulassungshindernisse in Einzelverfahren als überwunden erweisen könnten. Insoweit wird auf etwaige Entwicklungen im Rahmen eines durchzuführenden Monitorings, welches die Fortschreibung dieses Plans vorbereitet, reagiert. Nach Durchführung der Konsultation und Auswertung der im Rahmen der Anhörungsfrist eingegangenen Stellungnahmen konnten die Gründe, die gegen eine Einbeziehung der Vorhaben nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 sprechen, in ihrer Gesamtheit nicht widerlegt werden. Entscheidend für die Nichteinbeziehung dieser Vorhaben ist, dass diese im Vergleich zu allen anderen einbezogenen Clustern in größerer Küstenentfernung liegen. Dass die Küstenentfernung auch rechtlich im Rahmen der Netzplanung von Bedeutung ist, ergibt sich aus dem Wortlaut des 17 Abs. 2a EnWG (a. F.) bzw. 17a EnWG (n. F.) sowie dessen systematischer Stellung im EnWG. Der unbestimmte Rechtsbegriff der Eignung von Offshore-Anlagen für Sammelanbindungen ist aufgrund der systematischen Stellung im EnWG im Lichte des 1 EnWG auszulegen, der eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität anstrebt. Die Küstenentfernung spielt bei der Erfüllung des Zwecks des 1 EnWG nach

84 82 Zusammenfassung der Abwägung derzeitigem Kenntnisstand eine entscheidende Rolle. Insoweit wird auch die Einlassung der Vorhabensträger, dass die erheblich höheren Netzanbindungskosten durch einen höheren Energieertrag ausgeglichen werden könnten, einer geeigneten Prüfung unterzogen werden. Dies war im Hinblick auf den gesetzten Zeitrahmen in diesem Stadium des Planaufstellungsverfahrens wegen der komplizierten technischen und naturwissenschaftlichen Fragestellungen nicht mehr möglich. Die Ergebnisse des dem BSH insoweit vorliegenden Kurzgutachtens werden daher im Rahmen der Fortschreibung des Plans einer geeigneten Überprüfung unterzogen werden. Für die zukünftigen Bewertungen wird auch die Frage eine Rolle spielen, inwieweit die Theorie der erhöhten Windausbeute durch die Validierung von Messdaten, die mittels eines branchenüblichen Messmastes erzeugt werden, erhärtet werden kann. Unabhängig davon wird das Kriterium der Küstennähe ausdrücklich in 4 Abs. 4 SeeAnlV in Verbindung mit 9 Abs. 1a Satz 2 Nr. 2 SeeAufG genannt. Allerdings hat die Auswertung der im Rahmen des Anhörungsverfahrens eingegangenen Stellungnahmen ergeben, dass zwei einzelne Verfahren nordwestlich der Schifffahrtsroute 10 in einer Küstenentfernung von 180 km bis 220 km bereits vor einiger Zeit beim BSH Umweltverträglichkeitsstudien eingereicht haben, welche aus unterschiedlichen Gründen bis dato noch nicht im Zulassungsverfahren behandelt wurden. Dementsprechend steht das Cluster, in welchem sich diese beiden Vorhaben befinden, als sog. Cluster 14 in einer hervorgehobenen Kategorie der besonderen Beobachtung. Dies bedeutet, dass diese beiden genannten Vorhaben wegen des weiter fortgeschrittenen Verfahrensstadiums im Einzelverfahren weiter behandelt, jedenfalls nicht im Rahmen von 4 Abs. 4 SeeAnlV zurückgestellt werden. Ferner werden diese im Rahmen der jährlichen Fortschreibung des Plans in das Monitoring einbezogen und gesondert bewertet. Die weiteren Gründe können dem Kapitel sowie der Abwägungsdokumentation entnommen werden Angenommene Leistung der Cluster Tabelle Einige Konsultationsteilnehmer kritisieren die nachrichtliche Darstellung der angenommenen Leistung aus Offshore-Windenergie in der Ostsee. Die Angaben zu der angenommenen Leistung in der Ostsee werden im BFO für die AWZ der Nordsee gestrichen und bleiben dem Aufstellungsverfahren für den BFO für die AWZ der Ostsee vorbehalten Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks Einige Konsultationsteilnehmer regen an, das Verständnis der in den Kapiteln 5, 6 und 7 festgelegten standardisierten Technikvorgaben und Planungsgrundsätzen klarzustellen. Insbesondere inwiefern und unter welchen Bedingungen von den Grundsätzen abgewichen werden kann. Hierzu wird im Plan präzisiert, dass antragstellende Vorhabensträger im begründeten Einzelfall von den standardisierten Technikvorgaben bzw. Planungsgrundsätzen abweichen können. Eine Abweichung muss sowohl in die jeweiligen Einzelzulassungsverfahren als auch in die Verfahren der Fortschreibung des BFO eingebracht werden. Die Abweichung muss nachvollziehbar und plausibel begründet werden. Dabei ist erforderlich, dass die Abweichung die mit der Regel verfolgten Ziele und Zwecke in gleichwertiger Weise erfüllt bzw. diese nicht in signifikanter Weise beeinträchtigt Standardisierte Technikvorgaben Konsultationsteilnehmer u. a. von Seiten der Vorhabensträger von Offshore-Windparks und der Vertreter des Naturschutzes fordern die Festlegung einer möglichst hohen Standardleistung für die Gleichstromsysteme, um eine möglichst raumverträgliche, flächensparende Netzplanung zu ermöglichen. Im Rahmen dessen wird vorgetragen, dass eine deutlich höhere als die im Entwurf des Plans vorgeschlagene Leistung von 900 MW möglich sei. Hierfür werden zum

85 Zusammenfassung der Abwägung 83 einen Beispiele anderer Seekabelprojekte mit umgesetzten bzw. projektierten höheren Leistungen vorgetragen, zum anderen aber auch konkret die Berücksichtigung anderer Technologien z. B. anderen Kabeltypen gefordert. Im Ergebnis wird in diesem Plan die aktuell für den Einsatzzweck als maximal möglich angesehene Standardleistung der Gleichstromsysteme von 900 MW bei einer einheitlichen Spannungsebene von +/- 320 kv festgelegt. Als Ergebnis der Konsultation und der Diskussion während des Anhörungstermins soll jedoch im Rahmen der Fortschreibung des BFO geprüft werden, inwiefern die Leistung des Gleichstromsystems unter Beibehaltung der einheitlichen Spannungsebene bis auf etwa MW gesteigert werden kann (vgl. Standardisierte Technikvorgabe ). Gleichzeitig wurde im Anhörungstermin von verschiedener Seite bestätigt, dass die Größenordnung von 900 MW das aktuell am Markt verfügbare herstellerunabhängige Maximum der Übertragungsleistung darstellt und auf dieser Grundlage gleichzeitig eine Standardisierung, die für die kommenden Jahre Bestand haben kann, möglich erscheint. Ergänzend wird jedoch ein neuer Grundsatz aufgestellt, der den Einsatz der selbstgeführten Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) zur Anbindung der Offshore-Windparks klarstellt. Diese Notwendigkeit wurde in den Entwürfen noch nicht ausreichend zum Ausdruck gebracht, so dass Forderungen eingebracht wurden, die nur unter Einsatz der klassischen, netzgeführten HGÜ umsetzbar sind. Zur Begründung des Einsatzes der selbstgeführten HGÜ wird auf die standardisierte Technikvorgabe verwiesen. Inwiefern zukünftig einzelne Anbindungsleitungen auch mit einer höheren Systemspannung unter Einsatz von Papier-Ölisolierten Massekabeln oder klassische HGÜ-Systeme mit einer höheren Übertragungsleistung ausgeführt werden können, soll im Rahmen der Fortschreibung weiter untersucht werden (zur genaueren Begründung wird auf Kapitel verwiesen). Auch die im Entwurf des Plans vorgeschlagene einheitliche Spannungsebene von 155 kv ist Gegenstand etlicher Stellungnahmen. Es wird vorgetragen, dass eine höhere Systemspannung und damit eine Erhöhung der Übertragungsleistung je System möglich sei. Diese Forderung wurde insbesondere durch Träger von Offshore-Windparkvorhaben vorgebracht, die sich durch eine Erhöhung der Systemleistung eine Einsparung von Kabelsystemen und damit mehr Raum für Windparkplanungen erhoffen. Im Konsultationsverfahren überwogen jedoch die Argumente, die für eine Beibehaltung der bereits etablierten und in verschiedenen Netzanschlusssystemen in der Nordsee umgesetzten bzw. geplanten Vorhaben sprechen. Im Gegensatz zum Entwurf des Plans, Stand September 2012, wird jedoch kein Standard für die Übertragungsleistung je System festgelegt. Die konkrete Leistung der Systeme zur Verbindung des Umspannwerks des Windparks mit der Konverterplattform soll jeweils abhängig von der Leistung des Windparks sowie des Netzanschlusssystems festgelegt werden, so dass die Anzahl der für die Übertragungsaufgabe eingesetzten Kabelsysteme möglichst minimal ist (vgl. standardisierte Technikvorgabe ). Im Rahmen des Plans wird festgelegt, dass Konverterplattformen nach einem sog. Mutter- Tochter-Konzept entwickelt werden. Verschiedene Konsultationsteilnehmer weisen jedoch darauf hin, dass sich aus dieser unmittelbaren Nachbarschaft bei einem Unfall (z. B. Brand oder Schiffshavarie) erhöhte Risiken für einen Ausfall beider Systeme ergeben und daher ein größerer Abstand zwischen den Plattformen vorzusehen sei. Da bisher keine praktische Erfahrung mit dem Mutter-Tochter-Konzept besteht, soll den berechtigten Bedenken hinsichtlich der Risikokumulation im Rahmen der Fortschreibung des Plans nachgegangen werden, indem Maßnahmen geprüft und ggf. implementiert werden, die geeignet sind, die mit dem Mutter- Tochter-Konzept verbundenen Risiken zu mindern (vgl. standardisierte Technikvorgabe ) Planungsgrundsätze Etliche Konsultationsteilnehmer fordern die Prüfung von Alternativtrassen bzw. -standorten. Diesbezüglich werden aus unterschiedlichen Gründen, etwa umweltfachlicher und

86 84 Zusammenfassung der Abwägung raumordnerischer Art oder unter Vorbringung privater Belange, auch konkrete Alternativen vorgeschlagen. Zu möglichen Alternativtrassen und -standorten, insbesondere für die Anbindungsleitungen der Offshore-Windparks, ist grundsätzlich anzumerken, dass auf der abstrakten Ebene der Gesamtfachplanung eine Prüfung jeder möglichen und denkbaren Alternative aus folgenden Gründen weder möglich noch sinnvoll ist: Im BFO werden Trassen bzw. Korridore für Seekabelsysteme und Standorte für Konverterplattformen insbesondere für die Anbindung der Offshore-Windparks anhand von standardisierten Technikvorgaben sowie Planungsgrundsätzen festgelegt. Die standardisierten Technikvorgaben wirken sich unmittelbar auf die räumlichen Planungen, insbesondere den Platzbedarf, aus. Ziel der Planungsgrundsätze ist es, eine Grundlage für eine systematische und koordinierte Gesamtplanung festzulegen. Wie der Begründung der einzelnen Planungsgrundsätze zu entnehmen ist, liegt dem jeweiligen Grundsatz bereits eine Abwägung möglicherweise betroffener öffentlicher Belange und Rechtspositionen zugrunde, so dass dadurch auch bereits eine "Vorprüfung" möglicher Alternativen erfolgt ist. In der AWZ bestehen bereits eine Vielzahl unterschiedlicher Nutzungen und rechtlich geschützter Belange. Zur Ordnung der Nutzungsinteressen innerhalb der AWZ existiert zudem der Raumordnungsplan, welcher Ziele und Grundsätze festlegt. Eine Gesamtabwägung der Nutzungen untereinander ist damit ebenfalls bereits erfolgt. Die Ziele und Grundsätze des Raumordnungsplans sind zu weiten Teilen im BFO übernommen worden und hinsichtlich der speziellen Regelungsgegenstände anhand der vorgetragenen Belange und Rechte erneut überprüft und abgewogen worden. In Bezug auf die konkreten Regelungsgegenstände des Plans stellt sich die Situation in der Weise dar, dass insbesondere etliche Offshore-Windparks und deren Netzanschlusssysteme bereits gebaut werden, genehmigt sind oder den rechtlich schützenswerten Status der planungsrechtlichen Verfestigung erlangt haben, so dass die Netzplanung von vornherein nicht mehr vollständig im Sinne eines koordinierten und abgestimmten Gesamtsystems erfolgen kann. Das heißt, die Planung hat sich in die bestehenden Nutzungen unter Wahrung der geschützten Rechtspositionen einzufügen. Vor diesem Hintergrund und der Tatsache, dass der Raumordnungsplan die meisten Nutzungen bereits regelt, kommen für die räumlichen Festlegungen nur sehr wenige Alternativen ernsthaft in Betracht. Um nicht jede nur denkbare Alternative darzustellen, folgt der Netzplan daher dem System der Festlegung von Regeln und Grundsätzen. Eine intensivere Abwägung möglicher widerstreitender öffentlicher und privater Belange erfolgt immer dann, wenn von dem Grundsatz im Ausnahmefall abgewichen wird. Denn insbesondere dann wird unter näherer Betrachtung des Einzelfalls unter Zugrundelegung eines überwiegenden Belanges unter Zurückstellung des unterliegenden Belanges eine Entscheidung zugunsten einer bestimmten Trassenführung bzw. eines Standortes getroffen, die Eingang im Rahmen der Festlegung des Netzplans findet. Wegen der konkreten im Rahmen der Konsultation vorgeschlagenen Alternativtrassen wird auf die Abwägungsdokumentation verwiesen. Konverterplattformen Abstände Von den Konsultationsteilnehmern werden abweichend von den vorgeschlagenen Planungsgrundsätzen sowohl größere als auch kleine Flächen bzw. Abstände zu Schifffahrtsrouten, Natura2000-Gebieten und Infrastrukturen Dritter gewünscht, wobei die Forderung nach größeren Abständen der Anzahl nach überwiegen. Die Forderung nach größeren Abständen zu Schifffahrtsrouten, die etwa von Seiten der Versicherungswirtschaft vorgetragen wird, geht häufig einher mit dem Wunsch einer größeren Sicherheitszone. Die Größe der maximal einzurichtenden Sicherheitszone ist im SRÜ auf 500m

87 Zusammenfassung der Abwägung 85 begrenzt und kann damit nicht im Rahmen der Festlegungen des BFO ausgeweitet werden. Zudem ist der Schiffsverkehr nicht an die in der Raumordnung festgelegten Schifffahrtswege gebunden, sondern berücksichtigt bereits die zu erwarteten Einschränkungen durch die Errichtung von Offshore-Windparks. Der Schiffsverkehr findet daher auch außerhalb dieser Wege statt. Eine Vergrößerung des Abstandes zwischen Konverterplattformen und Schifffahrtsrouten hätte somit keine wesentlichen Vorteile für den Schutz der Konverterplattformen. Der Übertragungsnetzbetreiber der Nordsee TenneT hat zu einem sehr späten Zeitpunkt im Verfahren im Rahmen seiner Stellungnahme vorgetragen, dass für die Installation der Plattformen zusätzlich zu dieser Fläche ein Radius von mindestens m um die Plattformmittelpunkte von Anlagen oder Kabeln Dritter freizuhalten sei. Zur Heranführung der Drehstromkabel an die Plattform, zur zwischenzeitlichen Ablage von Kabeln sowie um den Manövrierbedarf der Schiffe klein zu halten, solle zudem bis zu einer Detailplanung ein Bereich von m um die Plattformmittelpunkte freigehalten werden. Dieser Vorschlag konnte im Rahmen der Konsultation nicht mehr zur Diskussion gestellt werden. Durch diese Forderungen wären jedoch voraussichtlich viele Offshore-Windparkplanungen betroffen, die keine Gelegenheit zur Stellungnahme hatten. Zudem sind deutlich größere als die vorgesehenen Abstände nicht vereinbar mit dem Grundsatz des sparsamen Flächenverbrauchs und befördern eine Tendenz zur seeverkehrstechnisch unerwünschten Ausbildung von alleinstehenden Bauwerken. Die Plattformen sollten verkehrlich in das Gesamtensemble der Windparkbebauung integriert werden. Daher wird dieser Forderung nicht nachgekommen. Dem begründeten Interesse des Netzbetreibers nach ausreichend Raum zur Errichtung der Plattform sowie zur Kabelführung kann ggf. im Einzelverfahren nachgekommen werden. Da die Errichtung der Konverterplattform voraussichtlich zu Beginn der Erschließung eines Clusters steht, sollten etwa die in der Nähe der Plattform gelegenen Windenergieanlagen nach der Plattform errichtet werden. Natur- und Umweltschutz Die Forderung nach größeren Abständen der Konverterplattformen zu den Natura2000- Gebieten wurden insbesondere von den Trägern öffentlicher Belange aus dem Bereich Naturschutz vorgebracht, häufig in Verbindung mit der Forderung von schallminimierenden Maßnahmen und Monitoringauflagen. Zusätzlich zu den regelmäßigen Vorgaben im Rahmen der Einzelverfahren werden entsprechende Vorgaben bereits auf der Ebene dieses Plans gegenüber dem Entwurf verstärkt einbezogen. Es wurden sowohl ein zusätzlicher Planungsgrundsatz aufgenommen als auch bestehende Grundsätze ergänzt. Standorte für Konverterplattformen werden im Plan mit einem möglichst großen Abstand zu Natura2000- Gebieten festgelegt. Hinsichtlich der Überwachungsmaßnahmen kommt dem vorhabensbezogenen Monitoring im Einzelverfahren eine große Bedeutung zu, insbesondere dem Effektmonitoring für die direkt angeschlossenen Offshore-Windparks und der Begleitforschung. Zusätzlich werden sich die nationalen und internationalen Monitoringprogramme weiterhin auch mit den Auswirkungen von Hochbauten im Meer auseinandersetzen, so dass in den kommenden Jahren ein weiterer Erkenntnisgewinn hinsichtlich der Auswirkungen aufgrund der Umsetzung der Festlegungen des Bundesfachplans Offshore erwartet werden kann. Diese Erkenntnisse fließen jeweils in die Fortschreibung des Plans sowie des zugehörigen Umweltberichts ein. Insofern bilden die Festlegungen des Plans hinsichtlich der Vermeidung und Verminderung von Umweltauswirkungen einen Rahmen, jedoch kommt diesbezüglich dem Einzelzulassungsverfahren eine große Bedeutung zu. Im Rahmen dieser Verfahren werden auf den Einzelfall zugeschnittene Bestimmungen für Errichtung und Betrieb der Konverterplattform festgelegt. Rückbau Von Vertretern des Naturschutzes, aber auch der Schifffahrt sowie der Fischerei werden über die Vorschläge des Entwurfs, Stand September 2012, hinausgehende Festlegungen zum Rückbau der Konverterplattformen gefordert. Aufgrund dessen wurde im Rahmen der

88 86 Zusammenfassung der Abwägung Festlegung konkretisiert, dass der Rückbau so weit erfolgen muss, dass die Oberkante des verbleibenden Fundaments so weit unterhalb der beweglichen Sedimentunterkante liegt, dass ein Freilegen durch Sedimentumlagerungen ausgeschlossen werden kann. Dies ist je nach Örtlichkeit für eine angemessene Zeit zu überprüfen, so dass sichergestellt ist, dass kein Hindernis entsteht. Die genauen Festlegungen zum Rückbau bleiben jedoch dem Einzelverfahren vorbehalten, da dort die projektspezifischen Rahmenbedingungen bekannt werden und die Anforderungen u. a. an die Gegebenheiten am Standort angepasst werden können. Seekabelsysteme Abstände Parallelverlegung Im Rahmen der Konsultation wurden zahlreiche Stellungnahmen und ein Gutachten zu Kabelabständen eingereicht. Gefordert werden sowohl größere als auch engere Abstände zwischen den parallel verlaufenden Kabelsystemen. Dabei werden als Argumente einerseits die technisch möglichen Minimalabstände andererseits aber auch die in der internationalen maritimen Praxis bisher üblichen Anforderungen aufgrund der einsetzbaren Verlegeeinheiten insbesondere im Reparaturfall vorgebracht. Aufgrund der Diskussionen und Einwendungen während der Konsultation dieses Plans haben sich Abstände entgegen der Vorschläge im Entwurf, Stand September 2012, geändert. Zwischen dem ersten und dem zweiten Kabel ist danach ein Abstand von 100 m einzuhalten, nach jedem zweiten Kabel ein Abstand von 200 m. Diese Änderung erfolgt, da der Einwand, dass die Reparaturschleife nach jedem zweiten Kabel benötigt wird, nachvollziehbar erscheint. Da es sich bei den Festlegungen des Plans um Korridore und nicht um bereits untersuchte Trassen handelt, wird ein Mindestabstand von 100 m zwischen zwei Systemen als erforderlich angesehen, um bei der Verlegung einen ausreichenden Abstand zwischen den beiden jeweils enger zueinander verlegten Kabeln sicherzustellen. Dieser Abstand ermöglicht die konkrete Trassierung innerhalb des Korridors, bei der regelmäßig kleinräumige Verschwenkungen zu erwarten sind. Abstände zu Strukturen Dritter Im Rahmen der Konsultation werden bei der Kabelverlegung parallel zu Strukturen Dritter sowohl grundsätzlich größere als auch geringere Abstände gefordert. Die festgelegten Abstände beruhen auf internationalen Erfahrungswerten, die sowohl dem Schutz der Anlagen als auch dem Schutz der Kabelsysteme dienen. Zudem wurden Stellungnahmen eingereicht, in denen konkrete Betroffenheiten vorgetragen werden. So ist in einigen Bereichen die Einhaltung aller im Grundsatz aufgestellter Abstände etwa aufgrund planungsrechtlicher Verfestigungen bzw. Genehmigungen nicht möglich, beispielsweise in den Clustern 1 bis 3. In diesen Fällen ist eine Abwägung zwischen den betroffenen Belangen erforderlich. Wie in Kapitel 5 beschrieben, muss die Abweichung ggf. sowohl in die jeweiligen Einzelzulassungsverfahren als auch in die Verfahren der Fortschreibung des Plans eingebracht werden. Kreuzungen Bezüglich der Kreuzungen wird im Rahmen der Konsultation vorgebracht, dass sich Kreuzungsbauwerke durch geringere Winkel nur unwesentlich vergrößern und daher auch spitzere Winkel zugelassen werden sollten. Andererseits fordert der Netzbetreiber TenneT in seiner Stellungnahme für die Kreuzung von Stromkabeln, einen Kreuzungswinkel von 60 nicht zu unterschreiten. Wenn sich Kreuzungen nicht vermeiden lassen, sollen diese möglichst im rechten Winkel ausgeführt werden. Ein geringerer Kreuzungswinkel ist also ohnehin nur zugelassen, wenn die Kreuzung anders nicht möglich ist. Daher erscheint eine zusätzliche Begrenzung nicht notwendig.

89 Zusammenfassung der Abwägung 87 Aufgrund der im Rahmen der Konsultation eingegangenen Stellungnahmen wird der Planungsgrundsatz der kreuzungsfreien Trassenführung auch für Drehstrom-Trassen dahingehend präzisiert, dass auch bei der Führung innerhalb von Windparkprojekten eine kreuzungsfreie Trasse zur Anbindung an die Konverterplattform vorzusehen ist. Auch der Planungsgrundsatz zur Führung der Kabel wurde entsprechend präzisiert. Verlegetiefen Im Rahmen der Konsultation des Bundesfachplans Offshore wurde am von der Stiftung Offshore Windenergie sowie dem Offshore Forum Windenergie ein Workshop zur Gefährdung von Seekabeln durch Anker ausgerichtet. Hier sowie im Rahmen der Stellungnahmen in der Konsultation wurden sowohl Beiträge für eine geringere als auch für eine höhere Überdeckung der Kabel vorgebracht. Die Argumentation bezieht sich vor allem auf die Gefahr einer Beschädigung der Kabel durch Aufankerung allerdings wurde aus diesem Grunde sowohl für eine Erhöhung als auch für eine Senkung der vorgeschriebenen Überdeckung votiert. Bei den verschiedenen Akteuren herrscht offenbar eine sehr unterschiedliche Einschätzung darüber, wie hoch das tatsächliche Risiko eines Kabelschadens durch Aufankerung ist. Diese unterschiedliche Bewertung hat ihre Ursache abgesehen von einer potentiell abweichenden Risikobereitschaft in der unzureichenden Datenlage. So liegen zur tatsächlich zu erwartenden Eindringtiefe von Ankern insbesondere in Abhängigkeit von der Ankergröße sowie des Ankergrunds nur wenige Informationen vor. Daher wird der bestehende Wert der Überdeckung von 3,0 m in Verkehrstrennungsgebieten und 1,5 m außerhalb von Verkehrstrennungsgebieten als Vorsorgewert festgeschrieben. Sollten sich im Hinblick auf das Schutzniveau neue Erkenntnisse ergeben z. B. aufgrund geplanter Ankerversuche, werden diese im Rahmen der Fortschreibung in den Festlegungen des BFO umgesetzt. Natur- und Umweltschutz Die im Rahmen der Konsultation geforderte explizitere Darstellung des Schutzes von Biotopen nach 30 BNatSchG wird umgesetzt. Ebenfalls wird insbesondere auf die Einwendung des Landes Niedersachsen hin präzisiert, dass sich die Ausführungen nur auf den Anwendungsbereich des Plans erstrecken, nicht jedoch auf das Küstenmeer. Bei der Festlegung der Korridore ist noch keine Bewertung der Weiterführung im Küstenmeer etwa in Bezug auf den Nationalpark und/ oder das NATURA2000- Gebiet erfolgt. Eine Konsistenz der Planung wird durch das Einvernehmenserfordernis mit der BNetzA und das Abstimmungserfordernis mit den Küstenländern gewährleistet. Die Festlegung geeigneter Verlegeverfahren, wie ebenfalls in der Konsultation gefordert, erfolgt nicht, da die Eignung der Verfahren unter Berücksichtigung der erforderlichen Mindestüberdeckung etwa von der Wassertiefe und den Sedimentverhältnissen abhängt und zudem die Entwicklung neuer Verfahren nicht durch Festlegungen gehemmt werden soll. Die Ermittlung des geeigneten Verlegeverfahrens kann erst nach Durchführung der Trassenuntersuchung und Kenntnis der konkreten Projektanforderungen erfolgen und bleibt aus diesen Gründen dem Einzelverfahren vorbehalten Räumliche Festlegungen Konverterplattformen Bezüglich der Festlegungen der Standorte von Konverterplattformen wurde in der Konsultation von Seiten der Windpark-Vorhabensträger sowie dem Netzbetreiber TenneT insbesondere zur Lage der Plattformen innerhalb der jeweiligen Cluster vorgetragen. Von Seiten der Windparks wurden überwiegend Verschiebungen vorgeschlagen, durch die eigene Vorhaben aufgrund des für die Konverterplattform oder die heranzuführenden Kabel benötigten Raums weniger eingeschränkt werden. Einwendungen gab es insbesondere bezogen auf die Cluster 1, 6 und 13. In Cluster 6 wird zusätzlich zur errichteten Plattform BorWin alpha und der in Umsetzung befindlichen BorWin beta eine weitere Konverterplattform benötigt. Im Planentwurf, Stand September 2012, wird ein Einzelstandort etwa sechs Kilometer südlich des bestehenden

90 88 Zusammenfassung der Abwägung Plattformstandorts vorgeschlagen. Der Netzbetreiber TenneT trägt vor, dass dieser Netzanschluss als BorWin delta und BorWin4 bereits ausgeschrieben sei und die Planung des Netzbetreibers daher zu übernehmen sei. Entsprechend dieser Planungen solle die Konverterplattform am Standort der beiden in Cluster 6 bereits bestehenden bzw. genehmigten Plattformen errichtet werden, um den Offshore-Windpark Deutsche Bucht, der die Ausschreibung von BorWin4 ausgelöst habe, interimsweise an die Plattform BorWin beta anschließen zu können. Hierdurch solle der gesetzlichen Verpflichtung der rechtzeitigen Anbindung nachgekommen werden. Andernfalls werde eine komplette Neuverlegung von Kabeln notwendig, was zu einem Verstoß gegen das Effizienzgebot und zusätzlichen Eingriffen in die Meeresumwelt führe. Gleichzeitig wurde ein Konzept für Cluster 6 eingereicht, nach dem die dritte Konverterplattform am südlichen Standort verbleiben soll und bei dem die Gleichstrom- wie die Drehstromtrassen auf kürzestem Wege verlaufe. Zudem liegen Stellungnahmen vor, die sich aufgrund der Risikokumulation bereits gegen die Errichtung von nur zwei Plattformen in unmittelbarer räumlicher Nähe aussprechen. Bei einer Verschiebung würden drei Plattformen verbunden, was im Falle eines Unfalls zu einer möglichen Betroffenheit gleich aller drei Plattformen führen würde. Somit liegen sowohl Stellungnahmen für als auch gegen eine Verlegung dieses Standortes vor. Das BSH legt auf Grundlage der Konsultation sowie der durchgeführten Vergleichsplanung der beiden Varianten den im Entwurf vorgeschlagenen Einzelstandort etwa sechs Kilometer südlich des bestehenden Plattformstandorts fest. Diese Entscheidung erfolgt insbesondere, um das kumulierte Risiko durch eine Verteilung der Konverterplattformen auf zwei Standorte zu mindern sowie aufgrund der aus Sicht des BSH deutlich vorteilhaften räumlichen Detailplanung, insbesondere aufgrund Kabelführungen sowohl im Cluster als auch bei der Heranführung an die Plattform. Zudem liegen dem BSH keine ausreichenden Erkenntnisse vor, um die vom Netzbetreiber TenneT beschriebenen Anschlussszenarien nachvollziehen zu können. Aus Sicht des BSH können auch mit dem südlichen Standort die in der Diskussion befindlichen Anschlussvarianten der Windparks wie auch eine Verbindung der nur wenige Kilometer entfernt befindlichen Plattformen untereinander umgesetzt werden. Für Cluster 13 wurde von den Windparkentwicklern des Clusters eine Verschiebung des Plattformstandorts in südwestliche Richtung gefordert, um die Gesamtlänge der Drehstromkabel zu reduzieren. Nach den im BSH vorliegenden geologischen Erkenntnissen liegen im dort verlaufenden Elbeurstromtal jedoch wesentliche ungünstigere Baugrundverhältnisse vor. Daher wird der bereits im Entwurf vorgesehene nördliche Standort für dieses Cluster festgelegt. Auch dem Vorschlag der Verschiebung des Konverters in Cluster 1 kann unter Berücksichtigung aller betroffenen Belange derzeit nicht gefolgt werden. Der vorgeschlagene Alternativstandort an der Kreuzung zweier bedeutender Schifffahrtsrouten (Vorranggebiet 3, Verkehrstrennungsgebiet German Bight Western Approach ) scheint im Sinne der Sicherheit des Konverters nicht geeignet. Grenzkorridore Im Rahmen der Konsultation wurde vorgetragen, dass eine Fortführung der zum Grenzkorridor II (Norpipe) geführten Kabelsysteme im Küstenmeer mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht möglich sei. Das Land Niedersachsen, mit dem die Erstellung dieses Plans abgestimmt wird, führt dazu aus, dass die Verlegung von Anbindungsleitungen durch das niedersächsische Küstenmeer grundsätzlich mit einer hohen Konfliktdichte verbunden sei. Zur Fortführung des Grenzkorridors II (Norpipe) im Küstenmeer gebe es weder einen im LROP dargestellten Trassenkorridor noch eine anderweitig raumordnerisch abgestimmte Trasse. Bereits jetzt sei ersichtlich, dass eine Fortführung im Küstenmeer für diesen Grenzkorridor mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht möglich sei. Die Fortführung dieses Korridors erfordere eine Querung von Kerngebieten des Nationalparks sowie des Natura2000-Gebietes auf außerordentlich langer Strecke, die insbesondere in dem südlich des Grenzkorridors liegenden Raum zu erheblichen Beeinträchtigungen und Konflikten führen würde. Dies gehe auch aus einer vom ÜNB für das Küstenmeer vorgelegten Desktop-Studie hervor. Es werde derzeit keine

91 Zusammenfassung der Abwägung 89 Möglichkeit einer konfliktarmen Fortführung des im Entwurf vorgeschlagenen Grenzkorridors II (Norpipe) im Küstenmeer gesehen. Niedersachsen schlägt vor, zu prüfen, ob die im Entwurf für eine Führung durch Grenzkorridor II (Norpipe) vorgesehenen Systeme innerhalb der AWZ zum Grenzkorridor III (Norderney) geführt werden können, wo eine Fortführung parallel zur bekannten Norderney-Trasse als konfliktärmere Lösung angesehen werde. Dieser Einwendung gegenüber stehen die in der Konsultation vorgebrachten Belange der Schifffahrt. Es wird vorgetragen, dass aus schifffahrtpolizeilicher Sicht eine Trassenführung durch den Grenzkorridor II (Norpipe) einer Führung durch die Grenzkorridore I (Ems) und IV (Europipe 2) vorzuziehen sei. Diese Bewertung wird in Verbindung mit der Behinderung bzw. möglichen Gefährdung des Verkehrs und als Folge der Umwelt sowie dem Verlust von Verkehrsflächen durch die geplanten Kabel vorgebracht. Es wird darauf verwiesen, dass nur bei vollständiger Darstellung der Kabeltrassen unter Einbeziehung der Führung im Küstenmeer, eine abschließende Aussage bezüglich der Leichtigkeit und Sicherheit des Verkehrs möglich sei. Es wird zudem vorgeschlagen, eine Führung der Gleichstromkabeltrassen durch die Windparkcluster zu prüfen. Eine Führung von Kabeln in Vorranggebieten, etwa der Schifffahrtsroute 3 (sog. Ems-Korridor ) sei für die Schifffahrt inakzeptabel. Damit wäre eine direkte Kabelführung von Norden zu dem im Planentwurf vorgeschlagenen Grenzkorridor I (Ems) nicht möglich. Bezüglich des im Entwurf des Plans vorgeschlagenen Grenzkorridor IV (Europipe 2) wird ebenfalls hinsichtlich der Belange der Schifffahrt vorgetragen. Eine Führung wie im Entwurf vorgeschlagen - durch Vorbehaltsgebiete, insbesondere auf der Fläche zwischen Reede und Europipe 2 (Schifffahrtsroute 14), widerspreche dem Bestimmungszweck der Verkehrsfläche für ankernde oder abwetternde Fahrzeuge. Es wird dargestellt, dass vor dem Hintergrund der prognostizierten Umschlags- und Verkehrsentwicklung sichergestellt werden müsse, dass der Schifffahrt stets und ausreichende Anker- und Manövrierfläche zur Verfügung stehe. Zudem sei im Bereich des vorgeschlagenen Grenzkorridors IV (Europipe 2) wegen des Umstellens der Maschinenanlagen von See- auf Manövrierbetrieb mit einer erhöhten Wahrscheinlichkeit von Maschinenausfällen zu rechnen. Damit ergebe sich im Kreuzungsbereich des VTG Terschelling German Bight mit den zum Grenzkorridor IV (Europipe 2) geführten Kabeln eine höhere Wahrscheinlichkeit von Notankerungen als auf den weiter westlich gelegenen Grenzkorridoren. Daher sei eine Nutzung des Grenzkorridors IV in der geplanten Mächtigkeit aus nautischer Sicht nicht angezeigt. Somit wurden im Rahmen der Konsultation grundsätzliche Zweifel an der Eignung der im Entwurf vorgeschlagenen Grenzkorridore I (Ems) und IV (Europipe 2) aufgrund der Belange der Schifffahrt sowie an dem vorgeschlagenen Grenzkorridor II (Norpipe) von Seiten des Küstenlands Niedersachsen aufgrund der Fortführungsmöglichkeiten ausgedrückt. Im Rahmen der Festlegungen des Plans wird den Ausführungen der Konsultationsteilnehmer, insbesondere des Landes Niedersachsen, insoweit gefolgt, dass der Grenzkorridor II (Norpipe) in den Festlegungen des Plans keine weitere Berücksichtigung findet, um einen Planungstorso zu verhindern. Die ursprünglich zu diesem Grenzkorridor geführten Trassen werden überwiegend auf den Grenzkorridor Richtung Norderney (aufgrund des Wegfalls des Korridors parallel zu Norpipe: neuer Grenzkorridor II) umgeplant. Im aktuellen LROP Niedersachsen, das am in Kraft getreten ist, wurde der Grenzkorridor I (Ems) als Übergabepunkt im Verfahren mit allen Beteiligten (u.a. WSD NW, BfN, BSH, Nationalparkverwaltung) verhandelt und im Ergebnis verbindlich festgelegt. Die daraus resultierende Fortführung der Trassen in der AWZ wurde in den Teilbereichen Schifffahrt und Naturschutz im Festlegungsverfahren im Küstenmeer mit diskutiert. Zudem ist etwa das Vergabeverfahren für das Netzanbindungssystem BorWin3, das durch Grenzkorridor I (Ems) geführt werden soll, bereits weit fortgeschritten, sodass nach Stellungnahme der Bundesnetzagentur bei einer Verlegung des Grenzkorridors eine Verzögerung auf unabsehbare Zeit befürchtet wird. Dies könne Entschädigungszahlungen in schnell mehrstelliger Millionenhöhe pro Jahr nach sich ziehen. Daher wird der Grenzkorridor I

92 90 Zusammenfassung der Abwägung (Ems) mit voraussichtlich drei Systemen als Ort, an dem die Anbindungsleitungen die Grenze zwischen der AWZ und dem Küstenmeer überschreitet, festgelegt. In Bezug auf die vorgebrachten Bedenken hinsichtlich eines mächtigen Kabelkorridors zwischen des Vorbehaltsgebiets Rohrleitung (Europipe 2) und der Tiefwasserreede, wird zunächst darauf hingewiesen, dass im Rahmen dieses Plans neben dem geplanten grenzüberschreitenden Seekabelsystem NorGer ein Korridor für lediglich zwei Anbindungsleitungen bis zum Jahr 2022 sowie weitere fünf Anbindungsleitungen bis 2030 festgelegt wird. Bis zum Jahr 2030 ist daher unter Berücksichtigung der NorGer-Planung mit einer Breite dieses Korridors von etwa m ab dem Vorranggebiet Rohrleitung in Richtung der Tiefwasserreede zu rechnen. Dieser im Plan festgelegte Trassenkorridor ist damit deutlich schmaler als etwa die in der Veränderungssperre gesicherte Fläche, die an dieser Stelle eine Breite von etwa m hat. Denn mit der Veränderungssperre wird vorausschauend bereits Raum für die potentielle zukünftige Anbindung von Offshore-Windenergieprojekte jenseits der Schifffahrtsroute 10 gesichert. Somit verbleibt ein Abstand des in diesem Plan festgelegten Kabelkorridors bis zur Tiefwasserreede von über 15 km. Denn dieser Korridor wurde im Vergleich zu dem Vorschlag des Entwurfs (Stand September 2012) zusätzlich um 500 m nach Westen verschoben, indem die NorGer-Trasse unmittelbar an die Grenze zum Vorbehaltsgebiet Rohrleitungen geplant wurde, um dem Schiffsverkehr möglichst wenig Ankerfläche zu entziehen. Da sich der Kabelkorridor zudem unmittelbar an geplante Offshore-Windenergievorhaben bzw. die Rohrleitung Europipe 2 anschließt, erscheint ein erheblicher Verlust von Ankerfläche aufgrund der Festlegungen dieses Plans auch unter Berücksichtigung der Perspektive bis 2030 nicht zu befürchten. In Anbetracht des im Vergleich zu dem geplanten Kabelkorridor großen Abstands zur Reede erscheint weiterhin eine Anpassung der Reede an die prognostizierte Verkehrsentwicklung möglich. Um bereits frühzeitig mögliche Auswirkungen durch Seekabeltrassen auf die Schifffahrt (bspw. durch den Verlust von Ankerflächen) zu minimieren, wird in diesem Plan grundsätzlich festgelegt, dass die Abstände zu den bestehenden, im Bau befindlichen sowie geplanten Strukturen soweit wie möglich reduziert werden. Die Sicherheit und Leichtigkeit des Schiffsverkehrs soll zusätzlich durch weitere Festlegungen des Plans wie etwa Überdeckungshöhen der Seekabel gewahrt werden, so dass die Gefährdung des Schiffsverkehrs minimiert wird. Zusätzlich soll im Rahmen der Fortschreibung geprüft werden, inwiefern die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs durch technische, bauliche, bauaufsichtliche oder gefahrenminimierende Maßnahmen verbessert werden kann. Dies bezieht sich insbesondere auf eine eventuelle Erweiterung des Kabelkorridors zwischen der Rohrleitung Europipe 2 und der Tiefwasserreede. Bezüglich der geplanten Grenzkorridore III (Norderney) und V (Büsum) aufgrund des Wegfalls des Grenzkorridors an der Rohrleitung Europipe neu Grenzkorridore II (Norderney) und IV (Büsum) wurden im Rahmen der Konsultation keine grundsätzlichen Bedenken vorgebracht. Im Küstenmeer sind in der Landesraumordnung festgelegte Korridore rechtlich gesichert. Über diese Korridore können nach derzeitigem Kenntnisstand acht Seekabelsysteme nach Niedersachen und vier Systeme nach Schleswig-Holstein geführt werden, was für die Erreichung der dem Plan zugrundliegenden Ziele bis 2022 als ausreichend erscheint. Darüber hinaus wurden in Niedersachsen Raumordnungsverfahren für weitere Trassen eingeleitet. Als Übergabestellen werden dabei die Korridore II (Norderney) und III (Europipe 2) betrachtet. Von Seiten des Landes Schleswig-Holstein wird darauf hingewiesen, dass für das Küstenmeer derzeit nur vier Systeme vorgesehen sind, für weitere Systeme seien entsprechende Planfeststellungsverfahren durchzuführen. Gleichstrom-Seekabelsysteme Zur Führung der Anbindungsleitungen wurden zahlreiche Stellungnahmen eingereicht, sowohl zur Führung der Gleichstromsysteme von den Konverterplattformen bis zu den Übergabepunkten zum Küstenmeer als auch zur Führung der Drehstromtrassen innerhalb der Cluster. Insbesondere bei der Festlegung der Trassenkorridore für die Gleichstromanbindungsleitungen

93 Zusammenfassung der Abwägung 91 haben sich wesentliche Änderungen gegenüber dem Entwurf des Plans, Stand September 2012, ergeben. Diese waren notwendig, da zum einen, wie oben beschrieben, der alte Grenzkorridor II (Norpipe) gestrichen wurde, da eine Fortführung im Küstenmeer und zu den Netzverknüpfungspunkten mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht möglich sein wird. Des Weiteren wurde in den Stellungnahmen der Einvernehmensbehörde BNetzA sowie des Netzbetreibers TenneT ausgedrückt, dass es unbedingt notwendig sei, die Planungen des Netzbetreibers für die Festlegungen zu den Netzanschlüssen BorWin3 und BorWin4 zu übernehmen. Andernfalls drohten Verzögerungen aufgrund der bereits weit fortgeschrittenen Vergabeverfahren, die wiederum hohe Entschädigungszahlungen nach sich zögen. Zusätzlich ergibt sich nach Angabe des ÜNB eine zwingende zeitliche zur Führung der Systeme zu den Grenzkorridoren aufgrund des Ausbaus der Verknüpfungspunkte zum terrestrischen Netz. So müssten zunächst drei Anschlusssystemen über Grenzkorridor I in Richtung Ems geführt werden, anschließend zwei Systeme aus den Clustern 3 und 7 in Richtung Unterweser über Grenzkorridor III (Europipe 2). Diese Systeme wurden daher ebenfalls umgeplant. Aufgrund dieser Umplanungen ergeben sich wiederum Veränderungen auch für andere Anbindungsleitungen. Die sich daraus insgesamt ergebenden Änderungen bei der Trassenführung werden in Kapitel dargestellt. Die Trassierung der Anschlussleitungen des Clusters 13 wird auf Forderung des BfN hin so angepasst, dass durch eine Führung nördlich um das Schutzgebiet eine Querung des FFH- Gebiets Sylter Außenriff vermieden wird. Zudem wird diese Trasse auch im nördlichen Bereich vollständig mit der SylWin -Trasse gebündelt. Hierdurch verlängert sich die Strecke um etwa zwölf auf ca. 142 km. Bezüglich der Anbindung der Cluster an bestimmte Grenzkorridore sowie der Lage der Konverter innerhalb des Clusters wurden teilweise einander entgegenstehende Stellungnahmen abgegeben. Die Frage der Lage der Grenzkorridore wurde im Abschnitt Grenzkorridore dieser Abwägung bereits erläutert. Die derzeit in der Karte dargestellte Anordnung der Trassen in den Grenzkorridoren ist eine Anordnung, die möglichst wenig Kreuzungen untereinander verursacht. Jedoch hat sich die Anzahl der Kreuzungen aufgrund der Umplanungen in Folge der Konsultation erhöht. Zahlreiche Stellungnahmen betreffen die Führung einzelner Seekabelsysteme bzw. Abschnitte derselben. Von Seiten des Naturschutzes wurde gefordert, den Grundsatz der Bündelung konsequenter umzusetzen und die geplanten Kabelsysteme soweit wie möglich zu bündeln. Unter der Voraussetzung, dass die Bündelung die weitere Entwicklung nicht behindert, ist eine Bündelung der Trassen vorgenommen worden. Jedoch wurde eine Bündelung etwa mit bestehenden Rohrleitungen als einer Bündelung von Kabeltrassen gleichwertig bewertet und wurde daher in den Planungen entsprechend umgesetzt. Eine weitere Bündelung von Kabelsystemen wird nicht vorgenommen. In zahlreichen Stellungnahmen von Vorhabensträgern von Offshore-Windparks wurde die Verschiebung der die Vorhabensgebiete betreffenden Trassen bzw. Trassenkorridore gefordert, indem andere Abstände zwischen den Infrastrukturen vorgeschlagen werden. Zu diesen Forderungen wird auf die Abwägung der Planungsgrundsätze zu Abständen verwiesen. Im Verfahren wurde von Seiten des Netzbetreibers TenneT aber auch von betroffenen Windparkentwicklern gefordert, im Plan mögliche Interimsanschlüsse auszuweisen. Diese potenziellen Trassen wurden nicht aufgenommen, sondern sollen im Falle einer Konkretisierung etwa aufgrund der Aufstellung des ONEP im Rahmen eines Einzelzulassungsverfahrens bzw. in der Fortschreibung dieses Plans behandelt werden. Drehstrom-Seekabelsysteme Während der Konsultationsphase wurden mit vielen Betroffenen etwa in Cluster-Treffen, an denen sowohl der Netzbetreiber TenneT als auch die Vorhabensträger des jeweiligen Clusters eingeladen waren, Gespräche zu möglichen Trassenfestlegungen innerhalb der Cluster durch-

94 92 Zusammenfassung der Abwägung geführt. Ziel dieser Gespräche war es, einen Anstoß für eine mit allen Beteiligten abgestimmte Gesamtplanung innerhalb des Clusters zu geben. Eine zwischen allen Beteiligten abgestimmte Gesamtplanung sollte dann eingereicht, geprüft und sofern geeignet in den Plan übernommen werden. Bis zum Ende der Stellungnahmefrist wurde jedoch für kein Cluster ein abgestimmtes Gesamtkonzepte vorgelegt. Daher erfolgt gegenüber dem Entwurf, September 2012, keine weitergehende Festlegung der Drehstromtrassen innerhalb von Clustern. Etwaig zwischenzeitlich eingereichte Konzepte werden im Rahmen der Fortschreibungen näher geprüft. Ergänzend wurde auf Vorschlag eines Konsultationsteilnehmers eine Drehstrom-Verbindung zwischen den Clustern 9 und 10 vorgesehen, um hier die jeweiligen geplanten Kapazitäten der Anbindungssysteme optimal zu nutzen, also die voraussichtliche Differenz zwischen installierte Erzeugungsleistung aus Cluster 10 über die Anbindung des Clusters 9 mit abzuführen Grenzüberschreitende Seekabelsysteme Standardisierte Technikvorgaben In mehreren Stellungnahmen wurde die explizitere Darstellung des internationalen Offshore- Netzes sowie der Integration der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme in die Netztopologie zur Anbindung der Offshore-Windparks gefordert. Durch die Ausweisung von Trassen sowie die Festlegung von Grenzkorridoren und standardisierter Technikvorgaben für internationale Verbindungen soll ein integriertes, internationales Offshore-Netz bereits vorbereitet werden. Aktuell sind für ein internationales Nordsee-Netz jedoch noch technische, aber auch regulatorische Fragestellungen zu klären. Diese werden bereits im Rahmen der EU-Nordsee- Netz-Initiative (North Seas Countries Offshore Grid Initiative NSCOGI) sowie von Forschungsprojekten diskutiert. Die Ergebnisse dieser Initiativen sowie eigener Ermittlungen werden jeweils in den BFO einfließen Planungsgrundsätze Die im Rahmen der Konsultation vorgebrachten Stellungnahmen zu den Planungsgrundsätzen für Seekabelsysteme gelten in vielen Fällen auch für die grenzüberschreitenden Seekabelsysteme, da im Wesentlichen die gleichen Grundsätze gelten. Daher wird bezüglich dieser Argumente auf die oben stehende Abwägung dieser Grundsätze verwiesen. Um den Aufbau eines europäischen Netzes zu ermöglichen, werden entlang der AWZ-Grenze Grenzkorridore zu den Nachbarstaaten vorgesehen und ein internationales Beteiligungsverfahren durchgeführt. Zu den Grenzkorridoren an der AWZ-Grenze zu den Nachbarstaaten wird in den Textteil des Plans als Folge der Konsultation klarstellend aufgenommen, dass die Grenzkorridore V bis XVI auch für grenzüberschreitende Systeme gelten, die die AWZ nur queren und nicht in Deutschland anlanden. Auch für die grenzüberschreitenden Seekabelsysteme werden im Plan Korridore festgelegt, innerhalb derer die genaue Feintrassierung erfolgt auch in Bezug auf die Belange des Naturschutzes, insbesondere zur Umgehung lokaler Vorkommen empfindlicher Biotopstrukturen im Rahmen des Einzelzulassungsverfahrens Räumliche Festlegungen Auf die Stellungnahme des COBRA -Konsortiums hin wurde ein zusätzlicher Grenzkorridor in Richtung Dänemark festgelegt. Um den Interessen der Schifffahrt entgegenzukommen und einen möglichst großen Abstand von der Tiefwasserreede zu halten, wurde das grenzüberschreitende System NorGer im Bereich östlich der Europipe 2 leicht angepasst, zu der nun nur noch 500 m Abstand gehalten werden, was sowohl dem Grundsatz der Bündelung als auch der flächenschonenden Planung entspricht.

95 Zusammenfassung der Abwägung 93 Im Rahmen des Anhörungstermins, als schriftliche Stellungnahme sowie bei einem Gesprächstermin wurde durch Statnett für Nord.Link die Festlegung eines weiteren Grenzkorridor Va entsprechend der beantragen Trasse gefordert. Dieser Forderung wurde nicht nachgekommen, da der vorgesehene Grenzkorridor IV (Büsum) durch das Land Schleswig-Holstein, mit dem dieser Plan abzustimmen ist, landesraumordnerisch festgelegt ist. Für das grenzüberschreitende Seekabelsystem Nord.Link wurde Konsultationsteilnehmern mehrfach die Prüfung von Alternativrouten gefordert. Dem wird nachgekommen und in Abstimmung mit BfN und den zuständigen Behörden des Küstenlandes eine Alternativtrasse ausgewiesen. Weitere mögliche Alternativen, beispielsweise eine Parallelführung zu den Anbindungsleitungen des Clusters 5 ( SylWin-Trasse ) oder eine Optimierung der Trasse durch eine andere Führung im Küstenmeer können ggf. im Rahmen der Fortschreibung oder im Einzelverfahren geprüft werden. Für das grenzüberschreitende Seekabelsystem COBRA war bereits im Entwurf (September 2012) eine Alternativtrasse vorgesehen. Darüber hinaus wurden in der Konsultation diverse weitere Alternativen vorgeschlagen. Diese wurden geprüft, kamen aber nicht ernsthaft in Betracht, da die vorgeschlagenen Alternativen im Sinne einer Gesamtplanung nicht vorteilhafter waren als die im Plan festgelegte Alternativtrasse bzw. da diese den festgelegten Planungsgrundsätzen widersprachen. Auch für COBRA soll die Alternative im Rahmen des Einzelzulassungsverfahrens geprüft werden Verbindungen untereinander Standardisierte Technikvorgaben Wegen der Einwendungen zu den standardisierten Technikvorgaben wird aufgrund der inhaltlichen Übertragbarkeit auf die Abwägung der standardisierten Technikvorgaben zu Anbindungsleitungen verwiesen Planungsgrundsätze Wegen der Einwendungen zu den Planungsgrundsätzen wird aufgrund der inhaltlichen Übertragbarkeit auf die Abwägung der Planungsgrundsätze zu Anbindungsleitungen verwiesen Räumliche Festlegungen Aus den eingegangenen Stellungnahmen wird deutlich, dass die Art der Festlegung von Verbindungen untereinander insbesondere im Zusammenspiel mit dem durch die EnWG- Novelle im Dezember 2012 neu geregelten ONEP für die Konsultationsteilnehmer nicht verständlich ist. Daher erfolgt die Klarstellung, dass der BFO die räumlichen Voraussetzungen für diese Verbindungen schafft und Trassen für die Verbindungen untereinander sichert, um zukünftig (Teil-)Redundanzen im Offshore-Netz herstellen zu können. Die Entscheidung, ob und wann einer Verbindung untereinander umgesetzt wird, ist Gegenstand des ONEP, der durch die BNetzA bestätigt werden muss. Daher wird auch Forderungen nach konkreten Vorgaben zur Umsetzung der Verbindungen untereinander im Rahmen dieses Plans nicht nachgekommen. Aufgrund der in der Abwägung zur räumlichen Festlegung der Gleichstrom-Seekabelsysteme beschriebenen Umplanungen als Folge der Konsultation wird eine Trasse zur Verbindung des Standorts der dritten Konverterplattform in Cluster 6 ( BorWin4 ) mit dem Konverterstandort in Cluster 1 vorgesehen. Im Rahmen der Abstimmung des Plans wurde von Seiten des BfN gefordert, die vorgeschlagenen Verbindungen der Cluster 5 mit Cluster 13 sowie der Cluster 11 und 13 untereinander außerhalb des FFH-Gebiets Sylter Außenriff zu führen. Beide Trassen wurden entsprechend umgeplant, wodurch eine insgesamt längere Trasse gesichert wird. Durch Vorhabensträger wurde die Streichung zahlreicher Trassen zur Verbindung untereinander gefordert, um mögliche Nachteile für das eigene Projektgebiet zu reduzieren. Auf

96 94 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen Grundlage dieser Einwendungen werden keine Trassen aus der Sicherung dieses Plans herausgenommen. Wie oben beschrieben, soll dieser Raum für zukünftige Verbindungen untereinander gesichert werden. Das private Interesse der Vorhabensträger, die ihre jeweiligen Projekte auch auf diesen Flächen weiter vorantreiben wollen, muss hinter das allgemeine Interesse an einem bedarfsgerechten und wirtschaftlichen Ausbau sowie einem sicheren und zuverlässigen Betrieb der Offshore-Anbindungsleitungen zurückstehen. Andernfalls bestünde die Gefahr, dass bereits zum jetzigen sehr frühen Verfahrensstadium der Aufbau eines Offshore-Netzes unnötig stark eingeschränkt wird. 9 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen 9.1 Zusammenfassende Umwelterklärung nach 14l UVPG Bei der Aufstellung des BFO ist im Sinne des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) begleitend bzw. integriert eine strategische Umweltprüfung (SUP) durchgeführt worden. Ziel der SUP ist es laut Artikel 1 der SUP-Richtlinie, im Hinblick auf die Förderung einer nachhaltigen Entwicklung ein hohes Umweltschutzniveau sicherzustellen und dazu beizutragen, dass Umwelterwägungen bei der Ausarbeitung und Annahme von Plänen und Programmen einbezogen werden, indem dafür gesorgt wird, dass bestimmte Pläne und Programme, die voraussichtlich erhebliche Umweltauswirkungen haben, entsprechend dieser Richtlinie einer Umweltprüfung unterzogen werden. Umfang und Detaillierungsgrad des Umweltberichtes (Untersuchungsrahmen) sind am 24. Juli 2012 im Rahmen eines Scoping-Termins mit Vertretern der Behörden, Verbände und Privaten diskutiert worden. Auf der Grundlage des Scoping-Termins ist ein Umweltbericht gemäß den Kriterien des Anhang I der SUP-Richtlinie erstellt worden. Der Planungsraum ist entsprechend den naturräumlichen und geologischen Gegebenheiten soweit möglich in weitere Teilräume ausdifferenziert worden. Der Schwerpunkt des Umweltberichts liegt insbesondere auf der Beschreibung und Bewertung der voraussichtlichen erheblichen Auswirkungen der Durchführung des Plans auf die Meeresumwelt, wobei die vorgenommene Beschreibung und Einschätzung des Zustandes der Meeresumwelt als Grundlage dient. Nach 14f Abs.2 Satz 2 UVPG enthält der Umweltbericht die Angaben, die mit zumutbarem Aufwand ermittelt werden können, und berücksichtigt dabei den gegenwärtigen Wissensstand und allgemein anerkannte Prüfungsmethoden. Gleichzeitig werden die Maßnahmen dargestellt, die erhebliche negative Auswirkungen durch die Durchführung des BFO auf die Meeresumwelt verhindern, verringern und so weit wie möglich ausgleichen sollen. Neben der Kurzdarstellung der Gründe für die Wahl der geprüften Alternativen werden die geplanten Maßnahmen zur Überwachung der erheblichen Auswirkungen der Durchführung des Plans auf die Umwelt benannt und die Ergebnisse der Verträglichkeitsprüfungen bezüglich der FFH- und EU-Vogelschutzgebiete sowie der artenschutzrechtlichen Prüfung dargestellt. Der Plan ist das Ergebnis dieser vorangegangenen umfassenden Umweltprüfung. Die Umweltbelange und die bei der Erstellung des Umweltberichts gewonnenen Erkenntnisse sind in die Erarbeitung der Festlegungen des Plans eingeflossen. So sind die in der strategischen Umweltprüfung ermittelten Ergebnisse hinsichtlich der Bedeutung einzelner räumlicher Teilbereiche für biologische Schutzgüter bei der Festlegung von Standorten für Konverterplattformen und Seekabeltrassen als Entscheidungsgrundlage herangezogen worden. Gleichzeitig sind die Festlegungen während der Erarbeitung des Plans fortlaufend auf ihre Umweltauswirkungen untersucht und angepasst worden.

97 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen 95 Die im Umweltbericht erörterten voraussichtlichen erheblichen negativen Auswirkungen der Konverterplattformen und Seekabelsysteme führten zu allgemeinen sowie quellenbezogenen Festlegungen im BFO zur Vermeidung und Verminderung dieser Auswirkungen. Diese Festlegungen zur Vermeidung und Verminderung von erheblichen negativen Auswirkungen stellen zusätzlich zu der Berücksichtigung der Bedeutung einzelner räumlicher Teilbereiche für biologische Schutzgüter sicher, dass durch die Durchführung des Plans keine erheblichen Beeinträchtigungen hervorgerufen, sondern vielmehr verglichen mit der dargestellten Entwicklung der Meeresumwelt bei Nichtdurchführung des Plans nachteilige Auswirkungen vermieden werden. Im BFO werden nur Gebietsfestlegungen getroffen, die nach der Verträglichkeitsprüfung im Umweltbericht auf der Grundlage der derzeitigen Erkenntnisse keine erheblichen Auswirkungen auf die Schutz- und Erhaltungsziele der FFH- und EU-Vogelschutzgebiete haben und die keine artenschutzrechtlichen Verbotstatbestände gemäß 44 BNatSchG erwarten lassen. Zur Vermeidung der Beeinträchtigung von Schutzgebieten ist für alle Trassen, die Natura2000-Gebiete in Anspruch nehmen und für die eine Umgehung des Schutzgebietes möglich und vor dem Hintergrund des Verhältnismäßigkeitsprinzips angezeigt ist, eine Alternativenprüfung erfolgt. Ab dem Zeitpunkt der Bekanntmachung des BFO für die AWZ der Nordsee wird der Umweltbericht im Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH), Bernhard-Nocht-Straße 78, Hamburg, und Neptunallee 5, Rostock, ausgelegt sowie auf der Internetseite des BSH veröffentlicht. Der Umweltbericht einschließlich der Verträglichkeitsprüfungen sowie die eingegangenen Stellungnahmen aus der Behörden- und der Öffentlichkeitsbeteiligung sind bei der Aufstellung des Bundesfachplans Offshore gemäß 14k UVPG berücksichtigt worden (vgl. dazu im Einzelnen die Zusammenfassung der Abwägung unter Kapitel 8 und die Abwägungsdokumentation). Im Rahmen des Beteiligungsverfahrens wurden der Entwurf des Plans und der Entwurf des Umweltberichts den Anrainerstaaten der Nordsee sowie den deutschen Behörden und der Öffentlichkeit mit der Möglichkeit der Stellungnahme übersandt. Der Anhörungstermin fand am 30. Oktober 2012 statt. Nach Auswertung der eingegangenen Stellungnahmen sind Änderungen bzw. Ergänzungen des Planentwurfs und der Inhalte des Umweltberichts hinsichtlich folgender Punkte erfolgt: Im Rahmen der Überarbeitung des Plans wurden zusätzliche Planungsgrundsätze, die der Vermeidung von Umweltauswirkungen dienen, aufgenommen bzw. bestehende ergänzt. Insbesondere wurde ein Grundsatz zur Schallminderung in den BFO aufgenommen. Der Grundsatz, Natura2000-Gebiete möglichst zu umgehen wurde um die Vorkommen von streng geschützten Biotoptypen nach 30 BNatSchG erweitert. Als Ergebnis des Abstimmungsprozesses mit den Küstenbundesländern wurden im Rahmen des Aufstellungsverfahrens zwei Grenzkorridore aufgrund der von den Küstenländern vorgetragenen Hinderungsgründe einer konfliktarmen Weiterführung im Küstenmeer aus dem BFO gestrichen. Zudem wurden den Stellungnahmen folgend einzelne Kabeltrassen, die Schutzgebiete queren, umgeplant bzw. einer Alternativenprüfung unterzogen. So wurde dem Grundsatz der Bündelung folgend die Seekabeltrasse zur Anbindung von Cluster 13 mit der Trasse zur Anbindung von Cluster 5 gebündelt, um mögliche Zerschneidungseffekte zu minimieren. Die Verbindungen zwischen Cluster 11 und 13 genauso wie zwischen Cluster 5 und Cluster 13 wurden einzelnen Stellungnahmen folgend auf Trassen außerhalb des FFH-Gebietes Sylter Außenriff umgeplant. Für alle Trassen, die Gebiete des Natura2000-Netzes queren, und für die eine alternative Trassenführung außerhalb der Schutzgebiete möglich und in zumutbarer Weise angezeigt ist, erfolgt im Rahmen der FFH-Verträglichkeitsprüfung eine Alternativenprüfung. Insofern wird nunmehr eine mögliche alternative Trassenführung für das grenzüberschreitende Seekabelsystem Nord.Link parallel zur NorGer -Planung ergänzend dargestellt. Die Überarbeitungen und Ergänzungen ändern grundsätzlich nichts am Ergebnis des Umweltberichts, da alle Änderungen einer besseren Berücksichtigung der Belange des

98 96 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen Naturschutzes dienen. Durch die Änderung der Abstandsregelungen für die Seekabel und die Umplanungen, die sich u.a. aus der Streichung des Grenzkorridors II (Norpipe) ergeben haben, lassen sich ebenfalls keine erheblichen negativen Umweltauswirkungen ableiten. Auch die Prüfung kumulativer Effekte, die im Rahmen der Überarbeitung in einem zusätzlichen Kapitel ergänzt wurde, lässt das Gesamtergebnis der SUP unberührt. Zum besseren Verständnis und klarstellend wurde in den Umweltbericht aufgenommen, unter welchen Kriterien die Prüfung der Erheblichkeit erfolgt. Klarstellend hinzugefügt wurde darüber hinaus, dass im Rahmen der SUP ausdrücklich nicht geprüft wurde, ob durch die im Plan festgelegten Grenzkorridore und dadurch bewirkte Trassenführungen im Küstenmeer erhebliche Beeinträchtigungen der Schutz- und Erhaltungsziele der Natura2000-Gebiete im Küstenmeer bewirkt werden können. Es kann zusammenfassend festgehalten werden, dass durch die Durchführung des BFO insbesondere wegen der allgemeinen sowie quellenbezogenen Festlegungen zur Vermeidung und Verminderung von Auswirkungen nach derzeitigem Kenntnisstand und auf der abstrakteren Ebene der Fachplanung keine erheblichen Auswirkungen auf die Meeresumwelt zu erwarten sind. Die potenziellen Auswirkungen sind kleinräumig und zum Großteil kurzfristig, da sie sich auf die Bauphase beschränken. Für die Beurteilung der Auswirkungen auf einzelne Schutzgüter, insbesondere streng geschützte Biotopstrukturen, und für die kumulative Betrachtung des Vogelzugs fehlen bislang allerdings ausreichende wissenschaftliche Erkenntnisse und einheitliche und damit allgemein anerkannte Bewertungsmethoden. Diese Auswirkungen bzw. deren Erheblichkeit können im Rahmen der vorliegenden SUP nicht abschließend bewertet werden bzw. sind mit Unsicherheiten behaftet und bedürfen im Rahmen der Fortschreibung bzw. des Einzelzulassungsverfahrens einer genaueren Überprüfung. Das gilt auch für die durchgeführte artenschutzrechtliche Prüfung. Im Rahmen der FFH-VP werden lediglich mögliche Fernwirkungen der innerhalb der AWZ vorgesehenen Konverterstandorte und Seekabeltrassen untersucht. Diese liegen regelmäßig ausreichend weit von den Schutzgebieten im Küstenmeer entfernt, so dass insoweit nicht von erheblichen Auswirkungen auf diese Schutzgebiete auszugehen ist. Diese Betrachtung erfolgt jedoch nicht im Hinblick auf die im BFO vorgesehenen Grenzkorridore und daran zwingend anschließenden Trassenführungen im Küstenmeer. Dies wird Gegenstand des in Vorbereitung befindlichen Verfahrens im niedersächsischen Küstenmeer sowie des ONEP sein. Die FFH-Verträglichkeitsprüfung hat für die im Plan getroffenen Gebietsfestlegungen für Konverterplattformen und Seekabelsysteme ergeben, dass nach derzeitiger Kenntnis in der deutschen AWZ keine erheblichen Auswirkungen auf die Schutz- und Erhaltungsziele der FFHund Vogelschutzgebiete zu erwarten sind. Einschränkend ist anzumerken, dass mangels einer flächendeckenden Biotopkartierung eine erhebliche Beeinträchtigung in Bezug auf streng geschützte Biotoptypen gemäß 30 BNatSchG derzeit nicht mit zumutbarem Aufwand ermittelt und damit nicht mit der erforderlichen Sicherheit ausgeschlossen werden kann. Das BSH hat kürzlich das Programm im Rahmen eines Projektes im Auftrag des BfN zur flächendeckenden Kartierung der Ablagerungen am Meeresboden (Sedimente) in Nord- und Ostsee gestartet. Die Sedimente werden dabei in einer räumlichen Auflösung von einem Meter erfasst. Damit wird das BSH zukünftig eine Datenbasis für die Erstellung von flächendeckenden Biotopkarten liefern können. Die in diesem Zusammenhang gewonnenen Erkenntnisse werden im Rahmen des schrittweisen Netzausbaus effektiv eingearbeitet. Selbiges gilt auch für die Ergebnisse einiger punktuell vorhandener Umweltverträglichkeitsstudien. Darüber hinaus bleibt eine detaillierte Prüfung der Belange des Arten- und Gebietsschutzes dem jeweiligen Einzelzulassungsverfahren vorbehalten. Als Gesamtergebnis ist festzustellen, dass nach derzeitigem Stand durch die koordinierenden und konzentrierenden Wirkungen der Festlegungen im BFO im Vergleich mit der Nichtdurchführung des Plans nachteilige Auswirkungen auf die Meeresumwelt vermieden werden.

99 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen Überwachungsmaßnahmen nach 14m UVPG Die potenziellen erheblichen Auswirkungen, die sich aus der Durchführung des Plans auf die Umwelt ergeben, sind gemäß 14m Abs.1 UVPG zu überwachen. Damit sollen frühzeitig unvorhergesehene negative Auswirkungen ermittelt und geeignete Abhilfemaßnahmen ergriffen werden können. Das Monitoring dient darüber hinaus der Überprüfung der im Umweltbericht dargelegten Kenntnislücken bzw. der mit Unsicherheiten behafteten Prognosen. Die Ergebnisse des Monitorings sind gemäß 14m Abs. 4 UVPG bei der Fortschreibung des Bundesfachplans Offshore zu berücksichtigen. Die eigentliche Überwachung der potenziellen Auswirkungen auf die Meeresumwelt kann erst dann einsetzen, wenn die im Rahmen des Plans geregelten Nutzungen realisiert werden. Daher kommt dem vorhabensbezogenen Monitoring der Auswirkungen von Konverterplattformen und Seekabeln eine besondere Bedeutung zu. Wesentliche Aufgabe des Monitorings ist es, die Ergebnisse aus den verschiedenen Monitoringprogrammen, die auf Projektebene durchgeführt werden (sog. Effektmonitoring), zusammenzuführen und auszuwerten. Ergänzend sind auch zur Vermeidung von Doppelarbeit bestehende nationale und internationale Überwachungsprogramme auszuwerten. Einzubeziehen sind auch die nach Art. 11 FFH-RL vorgeschriebene Überwachung des Erhaltungszustandes bestimmter Arten und Lebensräume sowie die im Zuge der Managementpläne für das Naturschutzgebiet Östliche Deutsche Bucht (Europäisches Vogelschutzgebiet) bzw. die FFH-Gebiete durchzuführenden Untersuchungen. Anknüpfungspunkte werden sich auch zu den in der Meeresstrategie-Rahmenrichtlinie sowie der Wasserrahmen-Richtlinie vorgesehenen Maßnahmen ergeben. Zusammengefasst lassen sich die vorgesehenen Monitoringmaßnahmen in der Nordsee wie folgt darstellen: Zusammenführung und Auswertung des vorhabensbezogenen, auf Projektebene durchgeführten Effektmonitorings für die direkt angeschlossenen Offshore-Windparks und etwaiger begleitender Forschung, hier ist insbesondere die ökologische Begleitforschung des Testfeldes alpha ventus zu berücksichtigen Auswertung nationaler und internationaler Überwachungsprogramme, insbesondere - Bund-Länder-Messprogramm - marines Umweltmessnetz des BSH MARNET - Programme im Rahmen von OSPAR (z. B. Joint Monitoring and Assessment Programme, Quality Status Report) - Überwachungsprogramme im Rahmen von ICES - Überwachung des Erhaltungszustandes bestimmter Arten und Lebensräume nach Art. 11 FFH-RL (BfN-Meeresmonitoring) - Maßnahmen nach der Meeresstrategie-Rahmenrichtlinie - Maßnahmen nach der Wasserrahmen-Richtlinie. Das BSH wird aus Gründen der Praktikabilität und der angemessenen Umsetzung von Vorgaben aus der strategischen Umweltprüfung bei der Durchführung des Monitorings des Plans einen ökosystemorientierten Betrachtungsansatz verfolgen, der auf die fachübergreifende Zusammenführung von Meeresumweltinformationen abhebt. Bei der Zusammenführung und Auswertung der Monitoringergebnisse auf Projektebene, der nationalen und internationalen Überwachungsprogramme sowie der unabhängig vom BFO die Projektrealisierung begleitenden Forschung wird eine Überprüfung der im Umweltbericht niedergelegten Kenntnislücken bzw. der mit Unsicherheiten behafteten Prognosen, insbesondere hinsichtlich der Beschreibung und Bewertung erheblicher Auswirkungen bestimmter Nutzungen auf die Meeresumwelt, durchzuführen sein. Kumulative Wirkungen von festgelegten Nutzungen sollen dabei regional wie überregional bewertet werden.

100 98 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen Monitoring potenzieller Auswirkungen von Konverterplattformen Die Untersuchung der potenziellen Umweltauswirkungen von Konverterplattformen hat auf Projektebene in Anlehnung an den Standard Untersuchung von Auswirkungen von Offshore- Windenergieanlagen (StUK 3) und in Abstimmung mit der Zulassungsbehörde zu erfolgen. Vor Beginn der Errichtung ist ein vorhabenspezifisches Untersuchungskonzept vorzulegen. Zur Bewertung des Standortes der Konverterplattform im Hinblick auf die biologischen Schutzgüter sind jeweils die Ergebnisse aus den Untersuchungen von anzuschließenden und benachbarten Offshore-Windparkvorhaben zugrunde zu legen. Das Monitoring während der Bauphase von tiefgegründeten Konverterplattformen beinhaltet Messungen des Unterwasserschalls und akustische Erfassungen der Auswirkungen des Rammschalls auf Meeressäuger unter dem Einsatz von POD-Geräten. Während der Betriebsphase ist ein spezielles Monitoring nicht erforderlich. Die Konverterplattform als Einzelbauwerk ist bezüglich des ökologischen Monitorings nur insoweit zweckmäßig zu überwachen, als die entsprechenden Programme mit dem Monitoring für benachbarte Vorhaben und Vorhaben, die an die Konverterplattform angeschlossen werden, abgestimmt und nach Möglichkeit darin enthalten sind. Gemäß aktueller Zulassungspraxis ist zudem eine Totfundregistrierung von Vögeln und Fledermäusen auf der Konverterplattform (bei jedem Wartungs- und Reparaturbesuch) durchzuführen und mit Hilfe digitaler Bilder zu dokumentieren. Aktuell hat das BSH zudem eine F&E-Studie zu Bewertungsansätzen für Unterwasserschallmonitoring im Zusammenhang mit Offshore Genehmigungsverfahren, Raumordnung und MSRL beauftragt. Ziel des Projektes ist die gemeinsame Auswertung von genehmigungsrelevanten Informationen aus dem Schallmonitoring von Offshore-Windparks in der AWZ und die Entwicklung von geeigneten Bewertungstools. Die Ergebnisse sollen dazu beitragen, die Untersuchung der Auswirkungen effektiv zu gestalten und die Effizienz der angeordneten Schallminderungsmaßnahmen bewerten, gegebenenfalls die Maßnahmen anpassen und Koordinierungspläne aufstellen zu können. Das Vorhaben dient der kontinuierlichen Weiterentwicklung einer einheitlichen qualitätsgeprüften Basis an Meeresumweltinformationen zur Bewertung möglicher Auswirkungen von Offshore-Windenergieanlagen. Die Ergebnisse sind auch auf Konverterplattformen übertragbar Monitoring der potenziellen Umweltauswirkungen von Seekabeln Auch für die Seekabel gilt, dass die potenziellen Auswirkungen auf die Meeresumwelt erst im konkreten Vorhaben geprüft werden können. So ist nach der Verlegung des Kabels dessen Überdeckung durch betriebliche Überwachungsmaßnahmen zu kontrollieren. Nach aktueller Zulassungspraxis ist die Tiefenlage des Kabels der Zulassungsbehörde in den ersten fünf Betriebsjahren jährlich durch jeweils mindestens eine Überprüfung der Tiefenlage ( Survey ) nachzuweisen. Die Anzahl der Surveys in den darauf folgenden Jahren wird von der Zulassungsbehörde einzelfallbezogen festgelegt. Die Untersuchungen im Hinblick auf die Meeresumwelt sind in Abstimmung mit der Zulassungsbehörde vorhabenspezifisch durchzuführen. Die Untersuchungsmethoden sind soweit möglich wie im Standard Untersuchung der Auswirkungen von Offshore-Windenergieanlagen auf die Meeresumwelt (StUK 3) beschrieben darzustellen. Ein Jahr nach Inbetriebnahme der Seekabelsysteme sind Untersuchungen der benthischen Lebensgemeinschaften an den gleichen Transekten wie in der Basisaufnahme durchzuführen. Zur Überwachung der Durchführung des BFO sind darüber hinaus Maßnahmen geplant, die helfen, aufgestellte Prognosen hinsichtlich erheblicher Auswirkungen der Offshore-Windenergie zu verifizieren und ggf. Nutzungsstrategien sowie vorgesehene Vermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen anzupassen bzw. Bewertungskriterien, insbesondere im Hinblick auf kumulative Wirkungen, zu überprüfen. Im Rahmen der SUP für den BFO wurden neue Erkenntnisse aus den Umweltverträglichkeitsstudien sowie aus der gemeinsamen Auswertung von Forschungs- und UVS-Daten verwendet. Durch gemeinsame Auswertung der Forschungs- und UVS-Daten werden zudem

101 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen 99 Produkte erstellt, die einen besseren Überblick der Verteilung biologischer Schutzgüter in der AWZ ermöglichen. Die Zusammenführung von Informationen führt zu einer immer solider werdenden Basis für die Auswirkungsprognose. Allgemein ist beabsichtigt, Daten aus Forschung, Projekten und Überwachung einheitlich zu halten und kompetent ausgewertet zur Verfügung zu stellen. Insbesondere ist hier die Erstellung von gemeinsamen Übersichtsprodukten zur Überprüfung von Auswirkungen des BFO anzustreben. Die im BSH bereits vorhandene Geodaten-Infrastruktur mit Daten aus Physik, Chemie, Geologie und Biologie des Meeres wird als Basis für die Zusammenführung und Auswertung der ökologisch relevanten Daten genutzt und entsprechend weiterentwickelt. Insbesondere ist hier das F&E-Vorhaben des AWI im Auftrag des BSH zu nennen: Bewertungsansätze für Raumordnung und Genehmigungsverfahren im Hinblick auf das benthische System und die Habitatstrukturen. Ziel dieses Forschungsvorhabens ist die Erarbeitung geeigneter Bewertungsmethoden, die aus Sicht des Meeresumweltschutzes für Genehmigungsverfahren wie auch für den BFO hoch relevant sind. Im Rahmen des Forschungsvorhabens sollen u.a. folgende Aspekte verfolgt werden: (a) Analyse der räumlichen Verbreitung von benthischen Invertebraten und demersalen Fischen in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) der Nordsee zur Schaffung systemorientierter Bewertungsansätze für die Raumordnung und (b) Untersuchung kumulativer Auswirkungen zahlreicher Offshore-Windparks auf das benthische System für die Evaluierung von Bewertungsansätzen zu Genehmigungsverfahren. Hinsichtlich der Zusammenführung und Archivierung von ökologisch relevanten Daten aus den vorhabensbezogenen Monitorings und der begleitenden Forschung ist im Einzelnen vorgesehen, auch Daten, die im Rahmen begleitender ökologischer Forschung erhoben werden, im BSH zusammenzuführen und langfristig zu archivieren. Die Daten über biologische Schutzgüter aus den Basisaufnahmen der Offshore-Windenergieprojekte werden bereits im BSH in einer Geodatenbank gesammelt und archiviert.

102 100 Anlagen: Karten 10 Anlagen: Karten Abbildung 9: Schifffahrtsrouten des Raumordnungsplans AWZ Nordsee

103 Anlagen: Karten 101 Abbildung 10: Bezeichnungen Seekabel, Rohrleitungen, Verkehrstrennungsgebiete Abbildung 11: Bezeichnungen Offshore-Windparks und Konverterplattformen (nur die genehmigten bzw. planungsrechtlich verfestigten Offshore-Windparks sowie die genehmigten und von ÜNB vergebenen Konverterplattformen sowie Abbildung genehmigter und vom ÜNB vergebener Seekabelsysteme)

104 102 Anlagen: Karten Abbildung 12: Hauptverbreitungsgebiet für Seetaucher, Bezeichnungen Naturschutzgebiete und Vorranggebiete Windenergie aus Raumordnungsplan AWZ Nordsee Abbildung 13: Gebiete der Landesverteidigung

105 Anlagen: Karten 103 Abbildung 14: Cluster unter Beobachtung Abbildung 15: Zusammenfassende Darstellung Anbindungsleitung (2022)

106 Bundesfachplan Offshore für die AWZ der Nordsee 'E 5 0'E 6 0'E 7 0'E 8 0'E 9 0'E X XI IX VIII VII D ä n e m a r k VI V 'N XII 'N Fle 54 0'N XIII Cluster für Offshore-Windparks XIV genehmigte / vergebene Standorte Konverterplattformen geplante Standorte Konverterplattformen genehmigte / vergebene Gleichstrom-Seekabelsysteme geplante Gleichstrom-Seekabelsysteme genehmigte Drehstrom-Seekabelsysteme geplante Drehstrom-Seekabelsysteme Fläche für Drehstrom-Seekabelsysteme geplante Grenzkorridore für Seekabelsysteme grenzüberschreitende Seekabelsysteme in Betrieb beantragte grenzüberschreitende Seekabelsysteme geplante grenzüberschreitende Seekabelsysteme geplante Verbindungen untereinander Grenzen 12-Seemeilenzone/Küstenmeer Festlandsockel/AWZ Geodätisches Datum: WGS 84 Kartenprojektion: Mercator (54 N) BSH / M5 - Februar 2013 XV 9 6 XVI N i e d e r l a n d e 8 2 I 3 II III Norden 4 IV Wilhelmshaven Cuxhaven Büsum Bremerhaven Schle 54 0'N 4 0'E 5 0'E 6 0'E 7 0'E Emden 8 0'E 9 0'E