FAQ

Sie können mit Ihren Fragen zu DolWin4 und BorWin4 jederzeit an uns herantreten. Einige besonders häufig gestellte Fragen sowie Fragen zu speziellen Themen beantworten wir bereits hier – weitere folgen parallel zum Projektfortschritt. Falls Sie die gewünschten Antworten nicht in der Liste finden oder mehr Informationen benötigen, nehmen Sie Kontakt mit uns auf. Wir helfen Ihnen gerne weiter!

Allgemeines

Warum liegen nun erstmals Netzverknüpfungspunkte für Offshore-Anbindungen bei Amprion?

Im Rahmen des Netzentwicklungsplans Strom entwickeln die vier deutschen ÜNB die Zielnetzstruktur für das deutsche Übertragungsnetz der Zukunft. Hierbei werden alternative Netzkonzepte verglichen und die jeweils vorteilhafte Variante wird in das Zielnetz aufgenommen. Im NEP 2030 Version 2017 haben sich in diesem Zuge Offshore-Netzverknüpfungspunkte im Amprion Netzgebiet ggü. solchen weiter nördlich als netzplanerisch vorteilhaft erwiesen. Da das Übertragungsnetz im Norden aufgrund der zahlreichen Windparks an und vor der Küste bereits sehr stark ausgelastet ist, können durch einen Anschluss im südlichen Niedersachsen Eingriffe in den Netzbetrieb sowie die damit verbundene Kosten und lokal erforderlicher Netzausbau vermindert werden. Die BNetzA hat die Planungen bestätigt und nennt Hanekenfähr daher die „netztechnisch und volkswirtschaftlich sinnvollste Lösung“.

Gemäß §17d EnWG ist derjenige ÜNB, an dessen Umspannanlage ein Offshore-System angebunden wird, verpflichtet, das gesamte Anbindungssystem von der Umspannanlage bis zum Offshore-Windpark zu realisieren („anbindungsverpflichteter ÜNB“).

Wo liegen die Vorteile von Hanekenfähr gegenüber anderen Netzverknüpfungspunkten?

Am Netzverknüpfungspunkt Hanekenfähr ist heute das Kernkraftwerk Emsland mit einer Leistung von ca. 1,4 GW angeschlossen, welches 2022 außer Betrieb gehen wird. Die starke netztechnische Anbindung der Umspannanlage kann dann genutzt werden, um Offshore-Windenergie aufzunehmen. Auf diese Weise werden Netzengpässe im Netzgebiet nördlich von Hanekenfähr vermieden, in dem bereits ein großer Teil On- und Offshore-Windleistung angebunden ist.

In welcher Zuständigkeit liegt die Genehmigung der Offshore-Systeme?

Informationen zum Genehmigungsverfahren und unseren Genehmigungsabschnitten, finden Sie hier.

Projektumsetzung

Was genau umfasst ein Offshore-Netzanbindungssystem?

Wie das technische Konzept zu den beiden Offshore-Netzanbindungssystemen aussieht, erfahren Sie hier.

Was kosten die Projekte und wer zahlt es?

Die Kosten pro Offshore-Netzanbindungssystem in der Leistungsklasse von 900 MW und Längen von bis zu 300 km liegen bei etwa 1,5 – 2 Mrd. €. Diese Kosten werden nicht aus Steuergeldern bezahlt, sondern von den Stromkunden über die sogenannte Offshore-Netzumlage finanziert. Die Offshore-Netzumlage wird von den vier deutschen ÜNB gemeinsam berechnet und beträgt im Jahr 2020 [BM1] [SS2] für alle im Betrieb und in Errichtung befindlichen Offshore-Netzanbindungssysteme 0,416 ct/kWh. Die umgelegten Kosten werden von der Bundesnetzagentur geprüft. Für eine durchschnittliche vierköpfige Familie mit einem Stromverbrauch von 3000-4000 kWh/Jahr betragen die Kosten für die Offshore-Netzumlage ca. 15 € im Jahr.

Ist eine Bündelung mit anderen Leitungsbauprojekten beabsichtigt?

Grundsätzlich gilt in der Planung von Infrastrukturprojekten das Bündelungsgebot. Amprion prüft entsprechend die mögliche Bündelung mit anderen linienartigen Infrastrukturen. Insbesondere mit dem Projekt A-Nord streben wir eine Bündelung der Projekte mit gemeinsamer Bauausführung an, d.h. wir wollen die Verlegung der Leerrohre sowie den späteren Kabeleinzug und –betrieb für die Offshore-Systeme ins Planfeststellungsverfahren von A-Nord integrieren. Dieses Vorgehen prüfen wir aktuell mit der zuständigen Genehmigungsbehörde.

Welche Entschädigungszahlungen gibt es? Wie werden sie berechnet? Wieso wird nur einmal entschädigt?

Amprion ist als reguliertes Unternehmen in Entschädigungsfragen an den gesetzlichen Rahmen gebunden, der 2019 durch die Bundesregierung erneut bestätigt und konkretisiert wurde. Demnach erhält der Eigentümer einer Fläche eine einmalige Entschädigung für die Eintragung der Dienstbarkeit, welche in ihrer Höhe vom jeweiligen Bodenverkehrswert und der Inanspruchnahme der Fläche abhängig ist. Darüber hinaus kann der Eigentümer einen sogenannten Beschleunigungszuschlag bei Unterschrift erhalten. Der Pächter beziehungsweise Bewirtschafter einer landwirtschaftlichen Fläche erhält eine Entschädigung für eventuell auftretende Bau- und Folgeschäden, Bewirtschaftungserschwernisse sowie Prämienentfall. Auch für den Fall, dass nach der Bauphase Mindererträge auftreten, gibt es Entschädigungsregelungen. Eine wiederkehrende oder jährliche Zahlung ist durch das Gesetz nicht vorgegeben und kann von Amprion als reguliertem Unternehmen daher nicht geleistet werden.

Wie hoch ist die Entschädigung?

Die Entschädigung liegt für den Eigentümer bei bis zu 35 Prozent des jeweils aktuellen Bodenverkehrswertes. Hinzu kommt ggf. ein Beschleunigungszuschlag, der bis zu zwei Euro pro Quadratmeter betragen kann. Pächter der in Anspruch genommenen Flächen erhalten eine Entschädigung, wenn ihnen durch den Bau und die Rekultivierung wirtschaftliche Nachteile entstehen.

Erdkabel - Verlegung und Auswirkungen

Warum werden die Offshore-Systeme (landseitig) als Erdkabel ausgeführt?

Bei Offshore-Netzanbindungssystemen haben sich Erdkabel als Standard bewährt und etabliert. Da es sich um Gleichstromverbindungen handelt, ist eine Verkabelung über lange Strecken möglich.

Wie viele Energiekabel beinhaltet ein Offshore-Netzanbindungssystem?

Pro Offshore-Netzanbindungssystem werden zwei Energiekabel installiert.

Wie groß ist die Baubedarfsfläche für beide Offshore-Systeme zusammen?

Das aktuelle Regelgrabenprofil sieht eine Breite von etwa 24 Metern vor. Der Arbeitsstreifen wird etwa 36 Meter betragen.

Welchen Einfluss hat das Erdkabel auf den Boden und die Vegetation?

Erste Erfahrungen der landwirtschaftlichen Nutzung in Raesfeld im Münsterland lassen vermuten, dass es zu keinen über die Bauzeit hinausgehenden Ertragsausfällen und wesentlichen Bodenveränderungen kommen wird. Ziel des projektspezifischen Bodenschutzkonzeptes ist die möglichst uneingeschränkte Nutzung der vorwiegend landwirtschaftlich genutzten Flächen nach der Baumaßnahme. Den Erfolg dieser bodenschonenden Bauweise bestätigen ertragskundliche Messungen verschiedener gängiger landwirtschaftlicher Kulturen auf Erdkabeltrassen sowie auf experimentellen Versuchsflächen. Insgesamt verdeutlichen die Versuche, dass ein Anbau von regulären Feldfrüchten im Bereich der Erdkabeltrassen ohne weitere Einschränkungen möglich ist, solange sie durch ihr Wurzelwerk und dessen Struktur die Schutzrohranlage nicht gefährden. Durch die bisherigen Erhebungen ergaben sich keine Hinweise auf mögliche Ertragsteigerungen oder -einbußen. Detailliertere Untersuchungen werden momentan in Raesfeld auf den Amprion Erdkabel-Pilotstrecken durch die Landwirtschaftskammer NRW durchgeführt und ausgewertet, allerdings gilt „Ein Jahr ist kein Jahr“. Ob es zu einer Ertragsminderung im Vergleich unbeeinflusster Standort und Kabeltrasse kommt, werden erst die Folgejahre zeigen. Neben dem Erdkabel spielen auch weitere standortspezifische Faktoren eine Rolle (Bodenverhältnisse, Klima). Im Frühjahr/Sommer 2019 gab es sehr geringe Niederschläge, sodass es in der Folge zu Trockenstress und Maisbeulenbrand kam. Derzeit sind daher noch keine validen Aussagen zu den konkreten Auswirkungen des Erdkabels möglich. Erste Zwischenergebnisse zeigen jedoch, dass die Erträge insgesamt regionsüblich sind, geringfügige Unterschiede können an hydrologischer Variabilität oder Bodenüberhöhungen liegen, letztere haben auch die Einsaat beeinflusst. Daher gilt es, die weiteren Ergebnisse abzuwarten und diese auszuwerten.

Bodenerwärmung: Bezüglich der von Landwirten und Pächtern häufig befürchteten Bodenerwärmung durch Erdkabel zeigen die bisherigen Ergebnisse aus unseren Versuchsflächen, dass die Temperatur oberhalb der Kabel schnell abnimmt und in den oberen Bodenschichten auch bei dauerhafter maximaler Auslastung kaum Temperaturunterschiede zu messen sind. Die jahreszeitlichen und wetterbedingten Temperaturschwankungen beeinflussen die Bodenschichten deutlich stärker, als die Wärmeemissionen des Erdkabels. Durch die Verwendung von geeigneten Bettungsmaterialien findet zudem eine ideale Wärmeableitung statt. Entsprechende Modellierungen zeigen, dass die Wärmezonen und die entsprechende Ausbreitung im Boden räumlich begrenzt sind und im Oberboden selbst unter ungünstigen Bedingungen nur gering ausgeprägt sind. Das bestätigt bisher auch das Amprion-Temperatur-Versuchsfeld in Raesfeld, das zusammen mit der Albert-Ludwigs-Universität Freiburg angelegt wurde und die Temperaturschwankungen in unterschiedlichen Bodentiefen konstant überwacht. Die Ergebnisse zeigen zudem, dass auch betriebsbedingte Änderungen der Bodenfeuchte über dem Erdkabel nach derzeitigem Stand ausgeschlossen werden können.

Welche Felder treten bei der Gleichstromverbindung auf? Wo liegen die Grenzwerte für den Gesundheitsschutz?

Bei Verwendung von Gleichspannung und Gleichstrom entstehen sogenannte statische elektrische und magnetische Felder. Ein elektrisches Feld tritt an der Erdoberfläche durch die Isolation des Kabels selbst und des Erdreichs nicht auf. Das magnetische Gleichfeld der Stromleitung liegt in der Größenordnung des statischen Erdmagnetfelds, welches in Deutschland etwa 50 Mikrotesla beträgt. Der Grenzwert für die magnetische Flussdichte bei Gleichstromfeldern liegt bei 500 Mikrotesla und ist in der 26. Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes (26. BImSchV) festgeschrieben. Die genaue Höhe der Gleichstromfelder wird im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens berechnet, sobald die genaue Bauausführung feststeht. Weitere Informationen zum Immissionsschutz finden Sie auf der Webseite des Bundesamtes für Strahlenschutz.

Bündelung der Offshore-Netzanbindungssysteme DolWin4 und BorWin4 mit A-Nord

Ist eine Bündelung der beiden Offshore-Netzanbindungssysteme DolWin4 und BorWin4 mit dem Gleichstromprojekt A-Nord vorgesehen?

Die Gleichstromverbindung A-Nord (Vorhaben Nr.1 im BBPlG) schafft eine Verbindung zwischen Emden und Osterath, um Windstrom aus der Nordsee in den Süden Deutschlands zu transportieren. Im Zuge der Planung stellen sich aktuell Trassenkorridore im westlichen Emsland entlang der niederländischen Grenze und der Autobahn 31 unseres Erachtens als vorzugswürdig heraus. In welchem Korridor die spätere Erdkabeltrasse liegen wird, legt die Bundesnetzagentur im Rahmen der Bundesfachplanung (BFP) bis Ende 2020 fest.

Der aktuelle Netzentwicklungsplan 2030 Version 2019 sowie der Flächenentwicklungsplan des BSH sehen darüber hinaus die Realisierung der beiden Offshore-Netzanbindungssysteme DolWin4 und BorWin4 von der Nordsee bis zum Netzverknüpfungspunkt Hanekenfähr bei Lingen im südlichen Emsland durch Amprion vor. Für den Bereich der Küstenregion zwischen dem Anlandungspunkt Hilgenriedersiel (Gemeinde Hagermarsch) und Emden sind im regionalen Raumordnungsprogramm des Landkreises Aurich bereits Trassenkorridore für Erdkabel aufgenommen worden. Diese Korridore verlaufen in unmittelbarer Nähe zum vorgesehenen Konverter-Standort für die Gleichstromverbindung A-Nord. Um von dort aus zum Netzverknüpfungspunkt Hanekenfähr zu gelangen, zeichnet sich für beide Offshore-Anbindungen ein Trassenverlauf ab, der in räumlicher Nähe zu A-Nord liegen wird.

Mit der Novellierung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) hat der Gesetzgeber im Mai 2019 die Möglichkeit geschaffen, für Vorhaben Leerrohre mit zu genehmigen und zu verlegen, die im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang mit einem anderen Erdkabelprojekt stehen. Das trifft auf A-Nord und die beiden Offshore-Anbindungen auf dem Abschnitt zwischen Emden und dem Raum Lohne (Höhe Lingen) zu. Entsprechend könnte gemäß des novellierten NABEG auf diesem Abschnitt auf die Bundesfachplanung der beiden Offshore-Netzanbindungssysteme verzichtet werden und die Leerrohre inklusive des späteren Kabeleinzugs und des Betriebs würden im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens von A-Nord mitgenehmigt werden.

Daher plant Amprion im Rahmen der Gleichstromverbindung A-Nord die Leerrohranlage für DolWin4 und BorWin4 mit genehmigen zu lassen und gemeinsam zu bauen. Dadurch lassen sich die Vorhaben raum- und umweltverträglicher umsetzen als es bei einer getrennten Bauausführung der Fall wäre. Gleichzeitig kommen wir so auch der Forderung des Landkreises Emsland und der Landwirtschaftsverbände nach, die Projekte möglichst flächen- und bodenschonend auszuführen. Denn durch eine Bündelung von A-Nord und DolWin4/BorWin4 muss der Eingriff in die Bodenstrukturen nur einmal erfolgen, gleichzeitig wird der erforderliche Schutzstreifen für die drei Projekte in Summe deutlich schmaler ausfallen als bei einer getrennten Trassenführung. Ein weiterer Vorteil sind die Synergien während der Tiefbaumaßnahmen, die insgesamt zu einer deutlichen Kostenreduzierung und damit zu einem volkswirtschaftlichen Vorteil führen. Die Prüfung und Abstimmung der rechtlichen und technischen Rahmenbedingungen dazu erfolgen momentan gemeinsam mit der Bundesnetzagentur.

Welche Vorteile hat die Bündelung?

Durch die Bündelung können wir den Netzausbau beschleunigen. Gleichzeitig schaffen wir mehr Akzeptanz für die drei Vorhaben, da sich insbesondere der Landkreis Emsland und die Landwirtschaftsverbände eine gemeinsame Bauausführung gewünscht haben. Gegenüber einer zeitlich versetzten, doppelten bzw. dreifachen Bauausführung minimieren wir den Eingriff in den Boden deutlich. Nicht zuletzt sparen wir Baukosten ein, was letztlich der Volkswirtschaft zugutekommt.

Gibt es für die Verlegung von Leerrohren eine gesetzliche Grundlage und warum gab es die vorher nicht?

Durch die Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) im Mai 2019 hat der Gesetzgeber die Möglichkeit geschaffen, Leerrohre für Vorhaben mit zu genehmigen und zu verlegen, die im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang mit einem anderen Erdkabelprojekt stehen. Das trifft auf die Projekte A-Nord und DolWin4 bzw. BorWin4 zu. Vorher wäre die Verlegung von Leerrohren als sogenannte „unzulässige Vorratsplanung“ rechtlich nicht möglich gewesen. Nach alter Gesetzeslage hätten wir die Offshore-Systeme getrennt von A-Nord planen und dadurch im selben Planungsraum zeitlich versetzt zweimal bzw. dreimal bauen müssen.

Wird es ein gemeinsames Genehmigungsverfahren geben?

Ja, mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes hat der Gesetzgeber eine Möglichkeit geschaffen, auf die Bundesfachplanung für die Offshore-Netzanbindungssysteme zu verzichten. Die Leerrohranlage inklusive dem späteren Kabeleinzug und Betrieb können wir im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens von A-Nord genehmigen lassen.

Wie breit wird der Schutzstreifen und um wie viel größer ist er durch die Parallelführung?

Der Regelschutzstreifen für die gebündelten Projekte wird circa 36 Meter betragen. Das sind knapp zwölf Meter mehr als beim ursprünglich geplanten Schutzstreifen von A-Nord.

An Engstellen können wir die Breite der Trasse durch bauliche Sonderlösungen reduzieren, sofern die Bodenverhältnisse es zulassen. Andernorts müssen wir die Trasse möglicherweise noch etwas breiter anlegen. Grundsätzlich sind die Wahl des Bauverfahrens sowie die erforderliche Trassenbreite immer von den Gegebenheiten vor Ort abhängig.

Liegen alle Baustraßen innerhalb des Schutzstreifens und wenn ja, warum?

Die für den Bau benötigten temporären Baustraßen liegen in der Regel innerhalb des Schutzstreifens. So können wir sie bei Wartungs- oder Reparaturarbeiten erneut nutzen und bei Arbeiten an einem System den Betrieb ohne Sicherheitsrisiken aufrechterhalten. Größere bauliche Eingriffe entstehen im Bereich der Baustraßen nicht.

Wie viele Kabel kommen für A-Nord und die Offshore-Systeme in die Erde?

Für die Gleichstromverbindung A-Nord werden sechs Kabel verlegt und jeweils zwei für DolWin4 und BorWin4.

Warum gibt es bei den Offshore-Systemen nur zwei Kabel und bei A-Nord drei pro System?

Bei Offshore-Netzanbindungssystemen sind zwei Kabel pro System bei einer Kapazität von 900 MW der Standard. Sie sind mit einem Kraftwerksanschluss vergleichbar und haben deshalb geringere Anforderungen an die sogenannte Redundanz. Anders verhält es sich bei der Gleichstromverbindung A-Nord. Mit zwei Gigawatt Übertragungsleistung gilt die Leitung als relevant für die Stabilität des Übertragungsnetzes. Sollte an einer Stelle des Erdkabels (Plus- oder Minuspol) ein Fehler auftreten, springt das dritte Kabel im System – der sogenannte Rückleiter – ein und sorgt dafür, dass der Strom weiter fließt.

Gibt es eine erneute Entschädigung, wenn die Offshore-Kabel eingezogen werden?

Durch die einmalige Entschädigung des Eigentümers ist die Nutzung des im Grundbuch eingetragenen Schutzstreifens für die drei Projekte abgedeckt. Entstehen den Bewirtschaftern der Flächen durch den späteren Kabeleinzug wirtschaftliche Nachteile, gleichen wir diese erneut aus.

Werden die Kabel durch gegenseitige Beeinflussung wärmer?

Die Kabel der Systeme sind so angeordnet, dass sie sich gegenseitig nur rechnerisch beeinflussen. In der Realität wird die gegenseitige Erwärmung marginal sein.

Wie verhalten sich die elektrischen und magnetischen Felder im Falle einer Bündelung?

Alle Anlagen der Energieübertragung erzeugen elektrische und magnetische Felder. Bei unterirdisch verlegten Kabeln wird jedoch das elektrische Feld durch den Kabelschirm und das umgebende Erdreich komplett abgeschirmt. Über dem Erdboden sind durch den Betrieb der Kabel also nur magnetische Felder nachweisbar. Für diese Felder sind in der 26. Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes Grenzwerte festgelegt. Bei der Bündelung mehrerer Projekte schreibt der Gesetzgeber eine gesamtheitliche Bewertung der Immissionen vor. Das heißt: Wir müssen im Genehmigungsverfahren nachweisen, dass wir auch bei einer geplanten Bündelung der drei Projekte A-Nord, DolWin4 und BorWin4 die zulässigen Grenzwerte jederzeit einhalten.