Publikationen - Bundesfachplan Offshore für die deutsche ausschließliche Wirtschaftszone der Ostsee 2013

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B u n d e s f a c h p l a n O f f s h o r e f ü r d i e d e u t s c h e a u s s c h l i e ß l i c h e

W i r t s c h a f t s z o n e d e r O s t s e e 2 013

u n d U m w e l t b e r i c h t

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Bundesfachplan Offshore für die deutsche ausschließliche

Wirtschaftszone der Ostsee 2013 und Umweltbericht

Hamburg, 07. März 2014

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BSH Nr. 7602

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Fotos: 50 Hertz Transmission GmbH

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Bundesfachplan Offshore

für die deutsche ausschließliche

Wirtschaftszone der Ostsee 2013

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Inhalt I

Inhaltsverzeichnis

1 Der Bundesfachplan Offshore ... 1

1.1 Gesetzliche Grundlage ... 1

1.2 Planerischer Rahmen ... 1

1.3 Anwendungsbereich, Rechtsnatur ... 2

1.4 Instrumente der Netzplanung ... 2

2 Aufstellungsverfahren ... 4

3 Einführung ... 6

4 Identifizierung von Offshore-Windparks für Sammelanbindungen ... 7

4.1 Planungshorizont ... 8

4.1.1 Ziele der Bundesregierung ... 8

4.1.2 Szenariorahmen und Offshore-Netzentwicklungsplan ... 8

4.2 Räumliche Bestimmung der Cluster ... 9

4.2.1 Einbezogene Cluster ... 10

4.2.2 Fachliche Einschätzung der Vorhaben und Rahmenbedingungen ... 10

4.2.3 Kartographische Darstellung der einbezogenen Cluster ... 12

4.3 Ermittlung der erwarteten Offshore-Windparkleistung ... 14

4.3.1 Methodik für Leistungsermittlung ... 14

4.3.2 Planungshorizont 2030 ... 16

4.3.3 Planungshorizont 2023 ... 17

5 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks ... 18

5.1 Anbindungskonzept ... 18

5.1.1 Standardisierte Technikvorgaben ... 18

5.2 Standorte von Umspannplattformen ... 20

5.2.2 Planungsgrundsätze ... 23

5.2.3 Räumliche Festlegungen ... 28

5.2.4 Kartographische Darstellung ... 29

5.3 Trassenkorridore für Drehstrom-Seekabelsysteme ... 29

5.4 Technische Option Sammelplattformen... 44

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II Inhalt

5.5 Kartographische Darstellung der Anbindungsleitungen ... 48

6 Trassenkorridore für grenzüberschreitende Seekabelsysteme ... 49

6.1 Standardisierte Technikvorgaben ... 50

6.2 Planungsgrundsätze ... 51

6.3 Räumliche Festlegungen ... 54

6.4 Kartographische Darstellung ... 56

7 Trassenkorridore für Verbindungen untereinander ... 56

7.1 Standardisierte Technikvorgaben ... 57

7.2 Planungsgrundsätze ... 57

7.3 Räumliche Festlegungen ... 60

7.4 Kartographische Darstellung ... 61

8 Abwägung ... 61

8.1 Wesentliche Änderungen und Ergänzungen des finalen BFO gegenüber dem zweiten Entwurf ... 62

8.2 Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse der Abwägung ... 63

8.2.1 Anwendungsbereich des BFO, Rechtsnatur und andere Instrumente ... 63

8.2.2 Identifizierung von Offshore-Anlagen für Sammelanbindungen ... 64

8.2.3 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks ... 68

8.2.4 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme... 78

8.2.5 Verbindungen untereinander... 79

8.2.6 Umweltbericht ... 80

9 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen ... 85

9.1 Zusammenfassende Umwelterklärung nach § 14l UVPG ... 85

9.2 Überwachungsmaßnahmen nach § 14m UVPG... 88

9.2.1 Monitoring potenzieller Auswirkungen von Umspannplattformen ... 88

9.2.2 Monitoring der potenziellen Umweltauswirkungen von Seekabeln ... 89

10 Anlagen: Karten ... 90

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Inhalt III

Abbildungsverzeichnis

Karte 1: Räumliche Bestimmung der Cluster in der AWZ der Ostsee ... 12

Karte 2: Offshore-Windparkplanungen im Bereich der Cluster 1 und 2 ... 13

Karte 3: Offshore-Windparkplanungen im Bereich des Cluster 3 ... 13

Karte 4: mögliche Standorte und Suchräume für Umspannplattformen ... 29

Karte 5: Grenzkorridore für Anbindungsleitungen ... 43

Karte 6: Trassenkorridore für Drehstrom-Seekabelsysteme ... 44

Karte 7: Suchräume für Sammelplattformen ... 48

Karte 8: Zusammenfassende Darstellung Anbindungsleitung (2030) ... 48

Karte 9: Zusammenfassende Darstellung Anbindungsleitung (2023) ... 49

Karte 10: Darstellungen der grenzüberschreitenden Seekabelsysteme ... 56

Karte 11: Darstellungen der Verbindungen untereinander ... 61

Karte 12: Schifffahrtsrouten des Raumordnungsplans AWZ Ostsee ... 90

Karte 13: Bezeichnungen Seekabel, Rohrleitungen, Verkehrstrennungsgebiete ... 90

Karte 14: Bezeichnungen genehmigte Offshore-Windparks ... 91

Karte 15: Bezeichnung planungsrechtlich verfestigte Offshore-Windparks in den Clustern 1 und 2 ... 91

Karte 16: Naturschutzgebiete und Vorranggebiete Windenergie aus Raumordnungsplan AWZ Ostsee ... 92

Karte 17: Gebiete der Landesverteidigung ... 92

Karte 18: Zusammenfassende Darstellung der Anbindungsleitungen 2023 ... 93

Karte 19: BFO-O Gesamtplan–ung 2030 ... 94

Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Durchschnittswerte der beantragten Offshore-Windenergievorhaben ... 14

Tabelle 2: Durchschnittswerte der beantragten Offshore-Windenergievorhaben ... 15

Tabelle 3: Clusterleistung Planungshorizont 2030 ... 16

Tabelle 4: Clusterleistung Planungshorizont 2023 ... 17

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IV Inhalt

Abkürzungen

AC alternating current (Wechselstrom)

AIS-Daten Daten aus dem Automatischen Identifikationssystem in der Schifffahrt AWZ Ausschließliche Wirtschaftszone

AWZ Ostsee-ROV Verordnung über die Raumordnung in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone in der Ostsee BfN Bundesamt für Naturschutz

BFO Bundesfachplan Offshore

BFO-N Bundesfachplan Offshore Nordsee BFO-O Bundesfachplan Offshore Ostsee

BGBl Bundesgesetzblatt

BImSchG Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge (Bundes-Immissionsschutzgesetz)

BMVBS Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung

BNatSchG Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege (Bundesnaturschutzgesetz) BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen BSH Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie

CGS Combined Grid Solution DC direct current (Gleichstrom)

EEG Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz) ENTSO-E European network of transmission system operators for electricity

EnWG Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz) F&E Forschung und Entwicklung

FFH Flora Fauna Habitat

GDWS, Ast. Nord Generaldirektion Wasserstraßen und Schifffahrt Außenstelle Nord GIS-Kupplung Kupplung mit gasisolierter Schaltanlage

GW Gigawatt

HELCOM Helsinki-Kommission

HGÜ Hochspannungsgleichstromübertragung

ICES International Council for the Exploration of the Sea ICPC International Cable Protection Committee

LALLF MV Landesamtes für Landwirtschaft, Lebensmittelsicherheit und Fischerei Mecklenburg-Vorpommern LEP M-V Landesraumentwicklungsprogramms Mecklenburg-Vorpommern

MARNET Messnetz automatisch registrierender Stationen in der Deutschen Bucht und der westlichen Ostsee MSRL Richtlinie 2008/56/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. Juni 2008 zur Schaffung eines

Ordnungsrahmens für Maßnahmen der Gemeinschaft im Bereich der Meeresumwelt (Meeresstrategie- Rahmenrichtlinie)

MW Megawatt

NABU Naturschutzbund Deutschland e.V.

NEP Netzentwicklungsplan

NfS Nachrichten für Seefahrer

NSCOGI North Seas Countries‘ Offshore Grid Initiative O-NEP Offshore-Netzentwicklungsplan

POD-Stationen Stationen der Porpoise-Click-Detektoren

ROG Raumordnungsgesetz

SeeAnlV Verordnung über Anlagen seewärts der Begrenzung des deutschen Küstenmeeres (Seeanlagenverordnung)

SEL Schallereignispegel

sm Seemeile

SPL p-p Spitzenschalldruckpegel (peak-peak)

SRÜ Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen

StALU Staatliches Amt für Landwirtschaft und Umwelt Vorpommern

StUK4 Standard „Untersuchung von Auswirkungen von Offshore-Windenergieanlagen (StUK4)“

SUP strategische Umweltprüfung

TYNDP 2012 Ten-Year Network Development Plan 2012

UBA Umweltbundesamt

ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

UVPG Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung

WHG Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts (Wasserhaushaltsgesetz)

WMS Web-Mapping-Service

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Der Bundesfachplan Offshore 1

1 Der Bundesfachplan Offshore 1.1 Gesetzliche Grundlage

Mit Inkrafttreten des § 17 Abs. 2a Satz 3 und 4 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)¹ im Jahr 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 Vorschriften² haben sich mit Wirkung zum 28. Dezember 2012 einige grundsätzliche Änderungen in Bezug auf die Netzplanung und deren nähere Ausgestaltung ergeben.

Die Anforderungen an diesen Plan werden nunmehr in § 17a EnWG gesetzlich geregelt. Im Zuge der Gesetzesänderung ist der Begriff „Offshore-Netzplan“ durch den Begriff

„Bundesfachplan Offshore“ (im Folgenden: BFO) ersetzt worden. Die Vorschriften finden auf diesen Plan Anwendung.

Im Rahmen des BFO sollen nach dem gesetzlichen Auftrag zunächst die Offshore-Anlagen festgelegt 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.

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 10. Dezember 2009 (AWZ Ostsee-ROV)³ liegt für die Ostsee ein Raumordnungsplan (Anlage zu § 1 AWZ Ostsee-ROV – im Folgenden: Raumordnungsplan) vor. Gemäß § 17a Abs.

1 Satz 2 Nr. 1 EnWG ist die Übereinstimmung mit den Erfordernissen der Raumordnung im Sinne von § 3 Raumordnungsgesetz (ROG)⁴ zu prüfen. Nach § 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. Wie auch schon der Raumordnungsplan hat er eine Genauigkeit, die dem Maßstab 1:400.000 entspricht. Die wesentlichen raumbedeutenden Festlegungen dieses Plans 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, den technischen Voraussetzungen und den bereits im Raumordnungsplan festgelegten Vorranggebieten für Windenergie identifiziert der Plan Cluster

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 20.12.2012, BGBl. I S. 2730.

2BGBl. I S. 2730.

3 BGBl. I S. 3861.

4 Gesetz vom 22. Dezember 2008, BGBl. I S. 2986, zuletzt geändert durch Artikel 9 des Gesetzes vom 31. Juli 2009, BGBl. I S. 2585.

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2 Der Bundesfachplan Offshore

für Offshore-Anlagen und für Anbindungsleitungen. Die Cluster, soweit sie über die bislang festgelegten Vorranggebiete für Windenergie 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 Plans, 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

Der Anwendungsbereich dieses Plans umfasst die räumliche Festlegung der Offshore-Anlagen, die für Sammelanbindungen geeignet sind, sowie die räumliche Festlegung der Trassen für Seekabelsysteme und Standorte für Umspannplattformen in der deutschen AWZ der Ostsee.

Die Netztopologie wird innerhalb der AWZ der Ostsee 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 Ostsee 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 § 17a Abs. 1 Satz 1 EnWG 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 Ostsee Mecklenburg-Vorpommern und Schleswig-Holstein – Rechnung getragen. Insoweit findet eine enge Abstimmung statt.

1.4 Instrumente der Netzplanung

Szenariorahmen

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erarbeiten nach § 12a EnWG jährlich einen gemeinsamen Szenariorahmen. Dieser beinhaltet verschiedene energiewirtschaftliche Entwicklungspfade für Energieerzeugung und -verbrauch in Form der Szenarien A, B und C, wobei Szenario B das Leitszenario darstellt. Der Szenariorahmen ist Grundlage für die Erarbeitung des Netzentwicklungsplans (NEP) nach § 12b EnWG und des Offshore-

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Der Bundesfachplan Offshore 3

Netzentwicklungsplans (O-NEP) nach § 17b EnWG und wird nach Durchführung einer Konsultation und Prüfung gemäß 12a Abs. 3 EnWG durch die BNetzA genehmigt.

Offshore-Netzentwicklungsplan und Netzentwicklungsplan

Nach § 17b EnWG legen die Übertragungsnetzbetreiber jährlich zum 03. März, erstmalig zum 03. März 2013, der BNetzA einen Offshore-Netzentwicklungsplan für die AWZ und das Küstenmeer bis einschließlich der Netzverknüpfungspunkte an Land zur Bestätigung vor. Der O-NEP 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. Im O-NEP wird somit die zeitliche Realisierungsreihenfolge der Netzanbindungssysteme für die nächsten zehn und einem zusätzlichen Ausblick auf die nächsten 20 Jahre festgelegt.

Seit 2012 legen die Übertragungsnetzbetreiber der Regulierungsbehörde jährlich einen Netzentwicklungsplan (NEP) gemäß § 12b Abs. 1 EnWG vor, der für den landseitigen Bereich u.a. alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau des Netzes enthalten muss, die in den nächsten zehn Jahren für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind.

Festlegungsverfahren

Über die Aufgabe der Bestätigung des O-NEP hinaus hat die BNetzA nach § 17d Abs. 5 EnWG eine Festlegungskompetenz, wonach durch Festlegung nähere Bestimmungen zu Inhalt und Verfahren der Erstellung des O-NEP, 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.

Mit diesen Regelungen wird der vielfach im Rahmen des sogenannten Systemwechsels geforderten Festlegung der zeitlichen Realisierungsreihenfolge der Netzanschlusssysteme und der Zuweisung der entsprechend verfügbaren Kapazität an die Offshore-Windparks Rechnung getragen.

Der nach bisheriger Rechtslage geregelte Anbindungsanspruch nach § 17 Abs. 2 EnWG (alte Fassung) des Windparkbetreibers wird durch das beschriebene neue Regime abgelöst.

Ten-Year Network Development Plan

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 Netzent- wicklungsplan“) 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. Die auf nationaler Ebene im NEP und O-NEP entwickelten Ergebnisse finden Eingang in zukünftige TYNDP.

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4 Aufstellungsverfahren

Bundesfachplan Offshore

Der BFO legt die Trassen, Trassenkorridore und Standorte der zu bestätigenden Maßnahmen des O-NEP anhand von standardisierten Technikvorgaben und Planungsgrundsätzen fest. Der BFO-O umfasst die technischen und räumlichen Festlegungen für die deutsche AWZ der Ostsee.

Die Aufstellung eines BFO für die AWZ der Nordsee erfolgte in einem gesonderten Verfahren.

Die Endfassung des BFO für die AWZ der Nordsee für das Jahr 2012 wurde am 22. Februar 2013 öffentlich bekannt gemacht.

2 Aufstellungsverfahren

Zur Aufstellung des BFO für die AWZ der Ostsee führte das BSH im Rahmen einer Vorbereitungsphase zunächst Vorgespräche insbesondere mit dem ÜNB der Ostsee, dem BfN und den Küstenländern, um Seegebiete zu identifizieren, die für Netzanschlusssysteme geeignet sind, und erarbeitete eine erste räumliche Planung.

Mit Schreiben vom 22. Februar 2013 versandte das BSH den ersten Entwurf des BFO sowie den Entwurf einer Gliederung des zugehörigen Umweltberichts an die Träger öffentlicher Belange, Verbände sowie weitere mögliche Betroffene mit der Gelegenheit zur Stellungnahme.

Darüber hinaus notifizierte das BSH im Sinne des § 14j UVPG die Dokumente gegenüber den offiziell benannten Kontaktstellen der Ostseeanrainerstaaten.

In dem Beteiligungsverfahren sind insgesamt 46 Stellungnahmen eingegangen.

Am 23. April 2013 fand auf Einladung des BSH ein Termin (Scoping-Termin) zur Besprechung des ersten Entwurfs des BFO sowie des Entwurfs der Gliederung des Umweltberichts zur Festlegung des Untersuchungsrahmens in Rostock statt.

Im Zeitraum Mai bis Juli 2013 wurde der erste Entwurf des BFO anhand der eingegangenen Stellungnahmen und der Ergebnisse des Scoping-Termins überarbeitet. Die einzelnen Regelungsgegenstände wurden insoweit konkreter ausgearbeitet. Parallel führte das BSH eine strategische Umweltprüfung (SUP) durch.

Mit Schreiben vom 09. August 2013 übersandte das BSH den überarbeiteten Entwurf des BFO 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 16. September 2013.

Der überarbeitete Entwurf des BFO und der zugehörige Entwurf des Umweltberichts wurden im BSH an den Standorten Hamburg, Bernhard-Nocht-Straße 78, Raum 532, 20359 Hamburg, und Rostock, Neptunallee 5, Bibliothek, 18057 Rostock, zur Einsichtnahme in der Zeit vom 12.08.2013 bis zum 12.09.2013 jeweils während der Dienstzeiten (Mo. – Do. von 9.00 Uhr bis 15.00 Uhr und Fr. 8.30 Uhr bis 14.30 Uhr) öffentlich ausgelegt.

In den NfS, Ausgabe 32, der Frankfurter Allgemeinen Zeitung und der „Welt“ (jeweils Ausgabe vom 09. August 2013) machte das BSH die öffentliche Auslegung mit dem Hinweis bekannt, dass die Möglichkeit besteht, sich bis zum 14. Oktober 2013 schriftlich, zur Niederschrift beim BSH, Bernhard-Nocht-Straße 78, 20359 Hamburg, oder per E-Mail unter offshore@bsh.de zu äußern.

Darüber hinaus informierte das BSH mit Schreiben vom 09. November 2013 die offiziell benannten Kontaktstellen der Ostseeanrainerstaaten über die öffentliche Bekanntmachung der Entwurfsdokumente und gab diesen Gelegenheit zur Stellungnahme und Beteiligung der Öffentlichkeit bis zum 10. Januar 2014. Darüber hinaus bot das BSH die Durchführung eines internationalen Anhörungstermins an.

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Aufstellungsverfahren 5

Zur Besprechung des überarbeiteten Entwurfs des BFO sowie des Entwurfs des Umweltberichts fand nach öffentlicher Bekanntmachung am 10. September 2013 ein Anhörungstermins in Rostock statt.

In der zweiten nationalen und internationalen Konsultationsrunde gingen insgesamt 29 Stellungnahmen beim BSH ein.

Im Nachgang des Anhörungstermins fanden erneut Gespräche mit dem BfN, den Küstenländern, der Generaldirektion Wasser und Schifffahrt, Außenstelle Nord (GDWS, Ast.

Nord), 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.

Mit Schreiben vom 19.02.2014 versandte das BSH das Wortlautprotokoll des Scoping- und Anhörungstermins nebst Anlagen an den Teilnehmerkreis.

Im Zeitraum bis zum 04. März 2014 führte das BSH die finale Abstimmung mit den Küstenländern sowie dem BfN durch. Das formale Einvernehmensverfahren mit der BNetzA endete am 04.03.2014.

Mit Schreiben vom 04.03.2014 erteilte die BNetzA das in § 17a Abs. 1 Satz 1 EnWG vorausgesetzte Einvernehmen zum BFO-O 2013 und zum zugehörigen Umweltbericht.

Der BFO und der Umweltbericht liegen ab dem 11.03.2014 im BSH an den Standorten Hamburg, Bernhard-Nocht-Straße 78, Raum 532, 20359 Hamburg, und Rostock, Neptunallee 5, Bibliothek, 18057 Rostock, zur Einsichtnahme jeweils während der Dienstzeiten (Mo.-Do. von 9.00 Uhr bis 15.00 Uhr und Fr. 8.30 Uhr bis 14.30 Uhr) bis zum 11.04.2014 öffentlich aus.

In den NfS, Ausgabe 10 vom 07.03.2014, der Frankfurter Allgemeinen Zeitung und der „Welt“

(jeweils Ausgabe vom 07.03.2014) machte das BSH die öffentliche Auslegung bekannt.

Eine englische bzw. polnische Zusammenfassung des BFO-O und des Umweltberichts wird zudem den offiziell benannten Kontaktstellen der Ostseeanrainerstaaten bekannt gegeben.

Nach § 17a Abs. 1 Satz 1 EnWG ist eine Fortschreibung des BFO vorgesehen.

Zusammenfassende Übersicht über die wesentlichen Verfahrensschritte

Erstellung Scoping-Unterlagen (vorläufiger Untersuchungsrahmen und erster Entwurf BFO)

Scoping-Termin am 23. April 2013

Aufstellung BFO und Durchführung strategische Umweltprüfung (SUP) Anhörungstermin am 10. September 2013

Frist zur Stellungnahme zu Entwurfsdokumenten national: 14. Oktober 2013 Frist zur Stellungnahme zu Entwurfsdokumenten international: 10. Januar 2014 Überarbeitung BFO und Umweltbericht

Abstimmungs- und Einvernehmensprozess Veröffentlichung Bundesfachplan Offshore Fortschreibung

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6 Einführung

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.

Um die für die Netztopologie notwendigen Trassen und Standorte im BFO verbindlich festzulegen, erhielt das BSH den gesetzlichen Auftrag, die Netzanbindungssysteme im Sinne eines koordinierten, aufeinander abgestimmten Gesamtsystems innerhalb der AWZ räumlich zu planen.

In den folgenden Kapiteln werden die einzelnen Regelungsgegenstände des § 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 bis 7 EnWG näher dargestellt. Der Aufbau orientiert sich dabei an den gesetzlichen Vorgaben.

Danach enthält der BFO Festlegungen zu:

1. Offshore-Anlagen (Offshore-Windparks), die in räumlichem Zusammenhang stehen und für Sammelanbindungen geeignet sind (Kapitel 4)

2. Trassen und Trassenkorridoren für Anbindungsleitungen für Offshore-Anlagen (Offshore Windparks) (Kapitel 0),

3. Orten, an denen die Anbindungsleitungen die Grenze zwischen der ausschließlichen Wirtschaftszone und dem Küstenmeer überschreiten (Grenzkorridore, Kapitel 5.3.2.3), 4. Standorten von Konverterplattformen oder Umspannanlagen (Kapitel 5.2),

5. Trassen oder Trassenkorridore für grenzüberschreitende Stromleitungen (Kapitel 6), 6. Trassen oder Trassenkorridoren zu oder für mögliche Verbindungen der in den

Nummern 1, 2, 4 und 5 genannten Anlagen und Trassen oder Trassenkorridoren untereinander (Kapitel 7)

7. Standardisierten Technikvorgaben und Planungsgrundsätzen.

Die Festlegung von Planungsgrundsätzen und standardisierten Technikvorgaben ist zwingende Voraussetzung für die Ermittlung des konkreten Raumbedarfs der gesamten Netztopologie im Rahmen des BFO. Ziel der Festlegung standardisierter Technikvorgaben und Planungsgrundsätze ist es, eine Grundlage für eine systematische und koordinierte Gesamtplanung zu schaffen. Anderenfalls ließe sich der benötigte Raumbedarf nicht mit der erforderlichen Präzision für eine möglichst platzsparende Planung ermitteln.

Als Ausgangspunkt für die Festlegung der standardisierten Technikvorgaben dient das technische Netzanschlusskonzept des ÜNB, das auch im Entwurf des O-NEP vorgesehen ist.

Die Planungsgrundsätze bauen auf den Zielen und Grundsätzen des Raumordnungsplans auf.

Im Rahmen der Aufstellung des Raumordnungsplans ist bereits eine Gesamtabwägung der Nutzungen untereinander erfolgt. Die relevanten Ziele und Grundsätze werden überwiegend als Planungsgrundsätze in den BFO übernommen und hinsichtlich der Anwendbarkeit bezüglich der im BFO angesprochenen Regelungsgegenstände anhand der vorgetragenen Belange und Rechte überprüft, konkretisiert und untereinander in ihrer Bedeutung gewichtet. Der Festlegung von standardisierten Technikvorgaben und Planungsgrundsätzen liegt bereits eine Abwägung möglicherweise betroffener öffentlicher Belange und Rechtspositionen (vgl. Begründung der einzelnen Vorgaben und Grundsätze) zugrunde, so dass die Festlegung auch bereits eine

"Vorprüfung" möglicher Alternativen beinhaltet.

Sowohl die im BFO festgelegten und in der räumlichen Planung umgesetzten standardisierten Technikvorgaben als auch die Planungsgrundsätze sind als Grundsätze zu verstehen, von

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Identifizierung von Offshore-Windparks für Sammelanbindungen 7

denen im begründeten Einzelfall abgewichen werden kann. Auch im Rahmen der Umsetzung der Vorgaben und Grundsätze in der räumlichen Planung des BFO wird bereits von einzelnen Grundsätzen abgewichen, da diese im Einzelfall aufgrund bestehender Rahmenbedingungen nicht (mehr) bzw. nicht alle Grundsätze gleichzeitig umgesetzt werden können und diese daher gegeneinander abgewogen werden müssen. Abweichungen von den Grundsätzen werden in den jeweiligen Kapiteln dargestellt und begründet. Vorhabenträger, die von den Planungsgrundsätzen oder standardisierten Technikvorgaben 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. Sie muss nachvollziehbar und plausibel begründet werden. Dabei ist es erforderlich, dass die Abweichung die mit der Regel verfolgten Ziele und Zwecke in gleichwertiger Weise erfüllt, bzw. diese nicht in signifikanter Weise beeinträchtigt.

Im Folgenden werden die im Rahmen des überarbeiteten Entwurfs vorgeschlagenen standardisierten Technikvorgaben und Planungsgrundsätze für die einzelnen Regelungsgegenstände dargestellt und in der räumlichen Planung umgesetzt. Die räumlichen Festlegungen werden textlich beschrieben und kartographisch dargestellt.

Das BSH prüft bei der Erstellung des BFO Ostsee, ob den Festlegungen überwiegende öffentliche oder private Belange entgegenstehen. Insbesondere werden geprüft:

• die Übereinstimmung mit den Erfordernissen der Raumordnung

• die Abstimmung mit anderen raumbedeutsamen Planungen und Maßnahmen

• etwaige ernsthaft in Betracht kommende Alternativen von Trassen, Trassenkorridoren oder Standorten.

4 Identifizierung von Offshore-Windparks für Sammelanbindungen

Gemäß § 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 EnWG 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)⁵ 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 Festlegung von Offshore-Windparks, die für Sammelanbindungen geeignet sind, werden in Bezug auf den Planungshorizont sämtliche Windparks in der AWZ der Ostsee einbezogen, welche nach der dem BSH zur Verfügung stehenden Informationsgrundlage grundsätzlich dazu geeignet sind, eine Gesamtleistung in einer Größenordnung von etwa 4 GW einzuspeisen und demzufolge das Potential haben, einen Teil der Ziele der Bundesregierung abzubilden.

Um die von vielen Konsultationsteilnehmern, insbesondere von der Einvernehmensbehörde BNetzA, geforderte Konsistenz mit der Onshore-Netzplanung herzustellen, wird in Übereinstimmung mit dem durch die BNetzA jeweils bestätigten Netzentwicklungsplan Strom 2013 und dem Offshore-Netzentwicklungsplan Strom 2013 zusätzlich eine 10 Jahres- Perspektive – in diesem Fall bis zum Jahr 2023 – als Planungshorizont dargestellt.

5 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. 1754.

(17)

8 Identifizierung von Offshore-Windparks für Sammelanbindungen

4.1 Planungshorizont

4.1.1 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 Jahr 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 Bundes- regierung 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 CO2-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 01.

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.⁶

In diesem Zusammenhang bleibt abzuwarten, wann und in welcher Gestalt die energiepolitischen Ziele von der im September 2013 neu gewählten Bundesregierung aktualisiert und festgeschrieben werden. Der Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD, 18. Legislaturperiode, enthält Ausführungen zum Ausbaupfad der Offshore-Windenergie bis 2020 und 2030 und kündigt an, dass die dafür kurzfristig notwendigen Maßnahmen zeitnah ergriffen werden sollen. Das Bundeskabinett hat am 22. Januar 2014 die Eckpunkte einer grundlegenden EEG-Reform beschlossen, wonach 6,5 Gigawatt bis 2020 und 15 Gigawatt bis 2030 Offshore-Windenergie installiert werden sollen.

Diese Überlegungen können für den vorliegenden Fachplan für das Jahr 2013 derzeit noch nicht herangezogen werden, da die Ziele der Bundesregierung zum Zeitpunkt der Aufstellung BFO-O Grundlage für diesen Plan sind. Abweichendes kommt in Betracht, sobald sich die politische Absichtserklärung der neuen Bundesregierung in verbindliche Zielvorgaben verfestigt hat. Eine darauf abgestimmte Anpassung kann dann im Rahmen der Fortschreibung dieses Plans erfolgen.

4.1.2 Szenariorahmen und Offshore-Netzentwicklungsplan

Der von der BNetzA genehmigte Szenariorahmen im Sinne des § 12a EnWG stellt die Basis für die Erstellung des Netzentwicklungsplans und des Offshore-Netzentwicklungsplans Strom 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

6 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:

http://www.bmu.de/energiewende/downloads/doc/47467.php.

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nationale energiewirtschaftliche Entwicklungen der Energieerzeugung und des Energieverbrauchs bezogen auf die nächsten 10 Jahre ab. Mit Bescheid vom 30. November 2012 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 14,1 GW bis zum Jahr 2023 aus. Davon entfallen 1,3 GW auf die Ostsee und 12,8 GW auf die Nordsee.

Zwischenzeitlich genehmigte die BNetzA mit Bescheid vom 30. August 2013 den konsultierten Szenariorahmen 2014. Nach dem Leitszenario B wird von einer Kapazität für Offshore- Windenergie von insgesamt 12,7 GW bis zum Jahr 2024 ausgegangen. Davon entfallen 1,7 GW auf die Ostsee und 11,0 GW auf die Nordsee.

Die Übertragungsnetzbetreiber konsultierten im Zeitraum vom 02. März 2013 bis 14. April 2013 den ersten Entwurf des Offshore-Netzentwicklungsplans und legten der BNetzA am 24. Juni 2013 eine überarbeitete Fassung vor. Nach erneuter Konsultation des überarbeiteten Entwurfs durch die BNetzA bestätigte diese nach Prüfung am 10. Januar 2014 den Offshore- Netzentwicklungsplan 2013

Für den Bereich der Ostsee ist der Szenariorahmen 2013 mit einer Leistung von 1,3 GW die verbindliche Grundlage für den bestätigten Offshore-Netzentwicklungsplan 2013. Zur Erfüllung dieser Leistung wurden für den Bereich der Ostsee vier Maßnahmen für den Netzzubau in der Ostsee bis zum Jahr 2023 bestätigt.⁷

Um der vorgebrachten Forderung der Konsistenz zwischen der Offshore- Netzentwicklungsplanung und der räumlichen Fachplanung nachzukommen, stellt der BFO-O die Maßnahmen des Offshore-Netzentwicklungsplans 2013 räumlich dar, indem die zugehörigen Standorte, Trassen und Trassenkorridore ausgewiesen werden. Um Konsistenz zwischen den Plänen herzustellen, enthält dieser Plan zusätzlich eine gestaffelte räumliche Darstellung mit den vier bis zum Jahre 2023 bestätigten Netzanbindungssystemen.

4.2 Räumliche Bestimmung der Cluster

Nach § 17a Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 EnWG sind die Anbindungsleitungen für Offshore-Anlagen in der Regel als Sammelanbindungen auszuführen. Die Bestimmung der räumlichen Lage der Offshore-Windparks erfolgt daher durch Festlegung 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 raumordnerisch festgelegten Vorranggebieten für Windenergie befinden. Insoweit wird auf den Raumordnungsplan für die AWZ der Ostsee 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 Zulassungshindernisse im Hinblick auf die Überprüfung ggf. entgegenstehender überwiegender öffentlicher Belange erkennbar geworden sind.

7 www.netzausbau.de

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4.2.1 Einbezogene Cluster

In räumlicher Hinsicht stellen sich die Cluster wie folgt dar:

In der AWZ der Ostsee können grundsätzlich drei Cluster für Offshore-Windparks identifiziert werden, da die nach Antragslage geplanten Offshore-Windparks in drei abgrenzbaren Bereichen untereinander in räumlichem Zusammenhang stehen. Die Cluster werden den Erfordernissen der Raumordnung entsprechend festgelegt.

Die im Rahmen dieses Plans einbezogenen Cluster sind zur besseren Übersicht mit den Ziffern 1 bis 3 durchnummeriert.

Karten zu genehmigten Nutzungen und Schutzgebieten sowie raumordnerisch festgelegten Gebieten sind in Kapitel 10 (Anlagen) zu finden.

Berücksichtigt werden (vgl. Karte 1 bis Karte 3):

Cluster 1 („Westlich Adlergrund“) befindet sich nordöstlich der Insel Rügen an der Grenze zur polnischen AWZ. Das Cluster ist nördlich der FFH-Gebiete „Westliche Rönnebank“ und

„Adlergrund“ sowie nördlich des Vorranggebietes 21 für Schifffahrt angesiedelt. Westlich des Clusters liegt das Vorranggebiet 20 für Schifffahrt. Auf der östlichen Seite des Clusters verläuft die AWZ-Grenze zu Polen. Im südlichen Bereich des Clusters liegen im raumordnerisch festgelegten Vorranggebiet für Windenergie „Westlich Adlergrund“ zwei genehmigte („Arkona-Becken Südost“ und „Wikinger“), vier planungsrechtlich verfestigte („Wikinger- Nord“, Wikinger-Süd“, „Adlergrund 500“ und „Adlergrund Gap“) und ein beantragtes Vorhaben.

Die fünf beantragten Vorhaben im Vorranggebiet für Windenergie überlappen sich zu großen Teilen. Im nördlichen Bereich des Clusters sind zwei weitere Vorhaben beantragt, wobei sich diese zum Teil auf dieselbe Fläche beziehen und sich damit teilweise überlappen.

Cluster 2 („ArkonaSee“) liegt nordöstlich der Insel Rügen. Das Cluster wird im Norden durch das Vorranggebiet 19 für Schifffahrt, im Osten durch das Vorranggebiet 20 für Schifffahrt und im Süden durch das Vorranggebiet 21 für Schifffahrt begrenzt. Im Westen grenzt das Cluster an ein Vorranggebiet für Forschung. Im Cluster 2 sind insgesamt sieben Vorhaben beantragt, welche sich zum großen Teil und mehrfach überlappen. Die Vorhaben „BalticEagle“ und

„Ostseeschatz“ hatten einen Erörterungstermin und sind daher planungsrechtlich verfestigt.

Cluster 3 („Kriegers Flak“) befindet sich nordwestlich der Insel Rügen. Das Cluster wird im Norden durch die schwedische AWZ-Grenze sowie im Süden und Osten durch das Vorranggebiet 19 für Schifffahrt begrenzt. Im Westen grenzt das Cluster an die AWZ-Grenze zu Dänemark. In dem raumordnerisch festgelegten Vorranggebiet für Windenergie „Kriegers Flak“ liegt der im Bau befindliche Offshore-Windpark „EnBW Windpark Baltic 2“. Im südlichen Bereich sind zwei Vorhaben beantragt, die sich gegenseitig zu großen Teilen überlagern.

Sonstige

Ein beantragtes Vorhaben wurde aufgrund der Lage im Vorrang- und Vorbehaltsgebiet für Schifffahrt aufgrund fehlender Übereinstimmung mit den Erfordernissen der Raumordnung nicht in die Planung aufgenommen.

4.2.2 Fachliche Einschätzung der Vorhaben und Rahmenbedingungen

Die Einschätzung, ob bei den beantragten, noch nicht genehmigten Offshore-Windpark- Vorhaben bislang gravierende und dauerhafte Zulassungshindernisse erkennbar geworden sind, wird analog zur Vorgehensweise im Rahmen des BFO Nordsee anhand der bislang vorliegenden Erkenntnisse dargelegt.

Da derzeit mit „EnBW Windpark Baltic 2“ lediglich ein Vorhaben mit dem Bau begonnen hat und bislang nur zwei Vorhaben genehmigt worden sind, liegen noch keine umfassenden Daten, insbesondere zu Baugrund- und Umweltverhältnissen, vor. Die Einschätzung kann daher lediglich auf der Grundlage der derzeitigen Erkenntnisse erfolgen. Informationen stehen insbesondere aufgrund der erteilten Genehmigungen sowie in Form der Antragsunterlagen,

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welche in den jeweiligen Verfahren bis zum jetzigen Zeitpunkt eingereicht wurden, zur Verfügung.

Die aus den Verfahren vorliegenden Daten zu den geologischen Verhältnissen und zur Sedimentverteilung geben Hinweise darauf, dass sich in großen Bereichen der AWZ Einschränkungen in Bezug auf die Bebaubarkeit mit Windenergieanlagen und Netzanbindungssystemen nach dem Stand der Technik ergeben können.

Darüber hinaus kann die konkrete Entwicklung der einzelnen Projekte wegen der Überplanungen bei den betroffenen Vorhaben nur schwer abgeschätzt werden.

Nach den vorliegenden Informationen werden insbesondere die beantragten, noch nicht genehmigten Vorhaben in den Clustern 1 bis 3 wie folgt eingeschätzt:

Cluster 1:

Neben den beiden im raumordnerisch festgelegten Vorranggebiet für Windenergie „Westlich Adlergrund“ liegenden genehmigten Vorhaben „Arkona Becken Südost“ und „Wikinger“

(befindet sich derzeit im Änderungsgenehmigungsverfahren) wurden für die übrigen Flächen des Vorranggebiets Anträge für insgesamt fünf Vorhaben gestellt. Hinsichtlich des Stands der beantragten Vorhaben ist zu differenzieren: Vier der fünf beantragten Vorhaben im Vorranggebiet für Windenergie hatten bereits einen Erörterungstermin („Wikinger-Nord“,

„Wikinger-Süd“, „Adlergrund 500“ und „Adlergrund Gap“), bei einem weiteren fand bislang eine Antragskonferenz statt. Allerdings lässt das raumordnerisch festgelegte Vorranggebiet für Windenergie nach der zur Verfügung stehenden Fläche lediglich zu, dass zwei der fünf beantragten Vorhaben zugelassen und realisiert werden können. Welches Vorhaben dies jeweils sein wird, kann derzeit nicht abgeschätzt werden. Insoweit bleibt abzuwarten, wie sich die Konkurrenzsituation auf den Fortschritt der zuzulassenden Vorhaben auswirken wird. Die für die räumliche Planung erforderliche Ermittlung der Leistung erfolgt daher derzeit anhand eines Flächenansatzes, vgl. Kapitel 4.3.

Das beantragte Vorhaben im nördlichen Bereich des Clusters außerhalb des Vorranggebiets für Windenergie befindet sich noch in einem frühen Verfahrensstadium, so dass eine Einschätzung derzeit nicht belastbar erfolgen kann. Auf einen etwaigen Projektfortschritt und Erkenntnisgewinn kann im Laufe des weiteren Aufstellungsverfahrens bzw. im Rahmen zukünftiger Fortschreibungen dieses Plans reagiert werden.

Dieses Vorhaben wird im südlichen Bereich zum Teil überplant. Auch in diesem Zusammenhang bleibt abzuwarten, wie sich die Konkurrenzsituation auf den Fortschritt des zuzulassenden Vorhabens auswirken wird. Die erforderliche Ermittlung der Leistung erfolgt derzeit daher auch hier anhand eines Flächenansatzes, vgl. Kapitel 4.3.

Cluster 2

In Cluster 2 befinden sich insgesamt sieben beantragte Vorhaben, die sich teilweise mehrfach gegenseitig überlappen. Nach der entsprechend den Vorgaben der Raumordnung für Windenergie festgelegten Fläche könnten grundsätzlich zwei bis drei Vorhaben in dem Cluster zugelassen werden. Von den sieben Verfahren hatten bislang zwei Vorhaben einen Erörterungstermin. Zwar sind gravierende und dauerhafte Zulassungshindernisse bislang nicht erkennbar geworden, allerdings liegen die Projekte in einem Bereich des Arkonabeckens, in welchem die bislang vorliegenden Ergebnisse der Baugrundvorerkundungen und Literaturdaten Hinweise darauf geben, dass in diesen Bereichen teilweise mehr als 10 m mächtige weiche bis breiige Schlicke anstehen, die von bis zu etwa 30 m mächtigen Sedimenten bestehend aus weichen bis steifen Tonen, Schluffen und Feinsanden sowie steifen bis festen Geschiebemergeln unterlagert werden. Die Basis der glazialen und postglazialen Ablagerungen bilden wiederum mächtige Kreideablagerungen.

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In diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass dem Stand der Technik entsprechende Gründungen für Windenergieanlagen und Netzanschlusssysteme in den betroffenen Bereichen, noch nicht erprobt wurden. Die nähere Bewertung der im Rahmen der Einzelzulassungsverfahren für Offshore-Windparks eingereichten und einzureichenden Unterlagen bleibt dem Einzelzulassungsverfahren vorbehalten.

Zudem bedarf es einer Diskussion und Klärung von derzeit noch nicht abschließend bewertbaren Fragen etwa zum Thema Vogelzug und Schifffahrt. Die Klärung dieser Fragen ist Gegenstand des laufenden Einzelzulassungsverfahrens.

Ein etwaiger Erkenntnisgewinn, welcher sich im Falle Projektfortschritts im Rahmen des Einzelzulassungsverfahrens ergeben wird, kann im Rahmen zukünftiger Fortschreibungen dieses Plans Berücksichtigung finden.

Cluster 3

Aufgrund der im Rahmen des Vollzugsverfahrens des Offshore-Windparks „EnBW Windpark Baltic 2“ vorliegenden Daten ist bekannt, dass die Baugrundverhältnisse im nördlichen Bereich des Clusters im raumordnerisch festgelegten Vorranggebiet für Windenergie „Kriegers Flak“ von dem dort anstehenden Geschiebemergel dominiert werden. Nach Südosten hin in Richtung Arkonabecken taucht der Geschiebemergel ab und wird überlagert von wenigen Metern mächtigen, weichen bis breiigen Schlicken und mehreren Metern mächtigen Tonen, Schlicken und Feinsanden. Die Basis der glazialen und postglazialen Ablagerungen bilden wiederum mächtige Kreideablagerungen.

Bei in diesen Bereichen beantragten Offshore-Windpark-Vorhaben hat darüber hinaus seit einigen Jahren keine Verfahrensaktivität stattgefunden. Zudem überschneiden sich die Anträge jeweils zu großen Teilen und wurden nicht an die Raumordnung angepasst.

4.2.3 Kartographische Darstellung der einbezogenen Cluster

Karte 1: Räumliche Bestimmung der Cluster in der AWZ der Ostsee

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Karte 2: Offshore-Windparkplanungen im Bereich der Cluster 1 und 2

Karte 3: Offshore-Windparkplanungen im Bereich des Cluster 3

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4.3 Ermittlung der erwarteten Offshore-Windparkleistung

Für die drei in Kapitel 4.2 bestimmten Cluster ist die zu erwartende Erzeugungsleistung der Offshore-Windparks zu ermitteln, um die für diese Leistung notwendige Anzahl der Netzanbindungssysteme bestimmen und räumlich planen zu können.

4.3.1 Methodik für Leistungsermittlung

Zur Ermittlung der Clusterleistung für die sich im Vollzug befindlichen bzw. genehmigten Projekte wird die gegenüber dem BSH zuletzt angegebene voraussichtliche Leistung zugrunde gelegt.

Für die übrigen Flächen kann die Clusterleistung – entgegen des Vorgehens im Bundesfachplan Offshore für die AWZ der Nordsee – nicht ohne Weiteres auf Basis der beim BSH anhängigen Anträge ermittelt werden. Denn innerhalb der Cluster befinden sich zum großen Teil Windpark-Projekte, deren Flächen sich teilweise mehrfach gegenseitig überlagern.

Für die Flächen, auf denen konkurrierende Projekte beantragt sind, kann derzeit nicht entschieden werden, auf welche Offshore-Windparkvorhaben im Rahmen der Ermittlung der Leistung und der räumlichen Planung abzustellen ist, da sich die konkurrierenden Projekte überwiegend in einem vergleichbaren Verfahrensstadium befinden.

Die Planung wird darüber hinaus erschwert, da die beantragten Windparkvorhaben in ihren Grundparametern deutlich voneinander abweichen, sowohl in Bezug auf die beantragte Anzahl von Einzelstandorten pro Fläche als auch hinsichtlich der geplanten Leistung pro Einzelwindenergieanlage.

Da zum jetzigen Zeitpunkt nicht absehbar ist, welche Windparkvorhaben zukünftig vorangetrieben und realisiert werden (insbesondere aufgrund der Konkurrenzsituationen), kommt ein sogenannter „Flächenansatz“ zur Anwendung, mit dem die Clusterleistung auf Grundlage eines Durchschnittswertes der beantragten Windparkprojekte berechnet wird. Die Zugrundlegung eines solchen Ansatzes ermöglicht die Netzplanung in den von den Überplanungen betroffenen Bereichen, ohne dass – mit Ausnahme der drei genehmigten Vorhaben – eine Festlegung auf einzelne Projekte erfolgt.

Tabelle 1 zeigt Durchschnittswerte für die beantragten Projekte in der Ostsee sowie, zum Vergleich, den Durchschnittswert der im Bereich der AWZ der Nordsee bisher genehmigten Projekte.

Tabelle 1: Durchschnittswerte der beantragten Offshore-Windenergievorhaben Anlagen/km²

Cluster 1 3,9

Cluster 2 2,5

Cluster 3 2,0

Alle Anträge (Ostsee) 2,8

Ohne „Ausreißer“ 2,0

Genehmigte Projekte Nordsee 1,9

Auf Grundlage der in Tabelle 2 aufgelisteten durchschnittlich beantragten Anlagen pro Fläche wird die räumliche Planung mit einer Anzahl von 2,0 Anlagen pro Quadratkilometer (km2) auf den mit Konkurrenzanträgen beplanten Flächen vorgenommen. Dieser Wert entspricht dem Durchschnitt der geplanten Ostsee-Windparks in der AWZ ohne Berücksichtigung der teilweise erheblichen „Ausreißer“, da bei diesen Vorhaben eine sehr hohe Anzahl von bis zu mehr als acht Einzelanlagen pro Quadratkilometer beantragt sind. Die Annahme von 2,0 Anlagen/km2 liegt in der Tendenz etwas über dem Durchschnitt der in der Nordsee genehmigten Windparks.

(24)

Für die Leistung der Einzelanlagen werden im Rahmen des Flächenansatzes für die beantragten Konkurrenzverfahren Windenergieanlagen mit einer Leistung von 7 MW unterstellt.

Diese Leistung liegt eher im oberen Bereich der beim BSH beantragten Leistungsspanne. Diese Annahme liegt darin begründet, dass es sich insbesondere bei Cluster 2 nach derzeitigem Verfahrensstand voraussichtlich nicht um das Cluster handelt, dass sich als erstes entwickeln wird. Daher kann im Hinblick auf den Planungshorizont eine größere Leistung der Einzelanlagen angenommen werden. Dieser Ansatz, die Annahmen für die Leistungsermittlung eher am oberen Ende zu wählen, erscheint auch sinnvoll, um für zukünftige Entwicklungen ausreichend Raum für die Netzanbindungen vorzuhalten.

Bei der Ermittlung der Flächen der Windparkcluster werden die voraussichtlich für Kabeltrassen benötigten Flächen abgezogen, ebenso die Flächen der genehmigten Vorhaben, die – wie beschrieben – mit der gegenüber dem BSH zuletzt angegebenen voraussichtlichen Leistung berücksichtigt werden.

In diesem Zusammenhang ist klarzustellen, dass die Ermittlung der Leistung und der Anzahl der Netzanbindungssysteme ausschließlich der Ermöglichung der räumlichen Planung dient.

Bei der angegebenen Leistung handelt es sich – mit Ausnahme des sich bereits im Bau befindlichen Windparks – um eine Prognose, welche dem Zweck der Flächensicherung gerecht werden und die Konkurrenzplanungen berücksichtigen soll.

An dieser Stelle sei auch darauf hingewiesen, dass mit dieser Prognose nicht dem derzeit laufenden Verfahren für die Festlegung von Kriterien für die Zuweisung von Netzanbindungskapazität gemäß § 17d Abs. 5 EnWG durch die BNetzA an die einzelnen Offshore-Windparks vorgegriffen wird. Der BFO umfasst die räumliche Planung im Sinne einer vorausschauenden, integrierten Sicherung ausreichender Flächen für die Netzanbindungen, so dass es sinnvoll ist, den Flächenbedarf in der Tendenz großzügig auszulegen. Im Rahmen des Festlegungsverfahrens hingegen soll eine effiziente Auslastung der begrenzten Anbindungskapazität gewährleistet werden. Es ist daher vorgesehen, die in diesem Plan prognostizierte Leistung anhand der Ergebnisse des Festlegungs- und Zuweisungsverfahrens nach Bekanntwerden der projektspezifischen Rahmenbedingungen zu überprüfen und im Rahmen der Fortschreibungen dieses Plans zu berücksichtigen.

Aufbauend auf diesen Annahmen ergeben sich für die Cluster die in Tabelle 2 dargestellten Leistungen sowie eine prognostizierte Gesamtleistung der Cluster in der AWZ der Ostsee von etwa 3.660 MW.

Diese Leistung ermittelt sich zusammengefasst wie folgt:

Tabelle 2: Durchschnittswerte der beantragten Offshore-Windenergievorhaben

Windpark- Cluster

Leistung genehmigte Windparks [MW]

Angenommene Leistung noch nicht genehmigter Windparks

Cluster- leistung [MW]

Fläche [km²]

Leistung Einzelanlage [MW]

Anlagen- dichte [Anz./km²]

Leistung Flächen- ansatz [MW]

Cluster 1 880 55 7 2,0 770 1.650

Cluster 2 0 92 7 2,0 1.288 1.288

Cluster 3 288 31 7 2,0 434 722

Summe 1.168 3.660

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4.3.2 Planungshorizont 2030

Bei Zugrundelegung aller unter Kapitel 4.2 dargestellten Vorhaben stellt sich die angenommene Leistung bis 2030 unter Anwendung des Flächenansatzes bei den beantragten, nicht genehmigten Vorhaben in den Clustern 1 bis 3 zusammengefasst wie folgt dar:

Tabelle 3: Clusterleistung Planungshorizont 2030

Windparkcluster ca. MW / Cluster

Genehmigte Windparks [MW]

Anzahl Systeme [maximale

Anzahl] Übertragungs- leistung [MW]

Cluster 1 1650 400 8 250

250

480⁸ 250

250 250 250 250 250

Cluster 2 1288 7 250

250 250 250 250 250 250

Cluster 3 722 288 4 200

200 250 250

Σ 3.660 4.650

Küstenmeer Ostsee

(nachrichtlich)

1,6 bis 8 GW Potential

Die Differenz zwischen der Erzeugungsleistung und der Übertragungsleistung ergibt sich überwiegend aufgrund des wegen der Überplanungen zur Anwendung gelangenden Flächenansatzes. Die Ermittlung der Übertragungsleistung stellt daher in der Tendenz eine maximal zu erwartende Kapazität dar. Zum Zwecke des bedarfsgerechten Ausbaus soll die

8 Das Vorhaben befindet sich derzeit im Änderungsverfahren. Nach Planung der Projektgesellschaft ist eine Reduzierung der Windparkleistung sowie ein Anschluss gemeinsam mit den noch im Genehmigungsverfahren befindlichen benachbarten Offshore-Windparks im Vorranggebiet Windenergie vorgesehen. Eine Reduzierung der Leistung sowie der Anzahl der für Cluster 1 vorgesehenen Kabelsysteme ist daher möglich und kann im Rahmen der Fortschreibung dieses Plans berücksichtigt werden.

(26)

Erzeugungsleistung im Laufe des weiteren Aufstellungsverfahrens und in zukünftigen Fortschreibungen projektspezifisch konkretisiert werden. Eine solche Konkretisierung hätte dann auch die Anpassung der Übertragungsleistung und damit die Anpassung der Anzahl der Seekabelsysteme zur Folge.

Um den Kontext, in dem die Planungen im Bereich der AWZ in der Ostsee stehen, aufzuzeigen, hat das BSH die Küstenländer Mecklenburg-Vorpommern und Schleswig-Holstein gebeten mitzuteilen, mit welcher Leistung aus Offshore-Windenergie im Bereich des Küstenmeeres zu rechnen ist.

Das Ministerium für Energie, Infrastruktur und Landesentwicklung Mecklenburg-Vorpommern hat mitgeteilt, dass potentiell eine Leistung in der Größenordnung von ca. 4 bis 8 GW auf einer Fläche von ca. 565,3 km² bis 1130,6 km² in Betracht komme. Der am 25.02.2014 beschlossene und am 28.02.2014 veröffentlichte erste Entwurf zur Fortschreibung des Landesraumentwicklungsprogramms Mecklenburg-Vorpommern konnte nicht mehr berücksichtigt werden und fließt in die Fortschreibung des BFO-O ein.

Das Ministerium für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume des Landes Schleswig-Holstein hat mitgeteilt, dass eine Leistung aus Offshore-Wind in Höhe von 125 bis 150 MW genehmigt bzw. raumordnerisch gesichert sei.

Die Angaben der Küstenländer sind inhaltlich nicht Gegenstand dieses Plans, sondern werden lediglich nachrichtlich dargestellt. Diese Gebiete und Leistungen werden Gegenstand der Fortschreibung des Landesentwicklungsprogramms und dem entsprechend durch Mecklenburg-Vorpommern zu führenden Verfahren bzw. der Einzelzulassungsverfahren sein.

Mit dieser nachrichtlichen Darstellung ist keine Vorwegnahme der durch die BNetzA über den Szenariorahmen zu treffende Entscheidung bezüglich der installierten Leistung verbunden oder intendiert.

4.3.3 Planungshorizont 2023

In Übereinstimmung mit dem mit Bescheid vom 30. November 2013 durch die BNetzA genehmigte Leitszenario B und die im bestätigten Offshore-Netzentwicklungsplan Strom 2013 dargelegte Leistung von 1,3 GW stellt sich die angenommene installierte Leistung der Offshore- Windparks für die Ostsee in der AWZ bis zum Jahr 2023 mit derzeit insgesamt ca. 1,2 GW im Einzelnen wie folgt dar:

Tabelle 4: Clusterleistung Planungshorizont 2023

Windparkcluster Im Bau/genehmigt (MW) Cluster 1 (Vorranggebiet) 880

Cluster 3 288

Σ 1.168

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18 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks

5 Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks

Nach § 17d Abs. 1 Satz 1 EnWG hat der zuständige ÜNB die Netzanbindung von Offshore- Windparks sicherzustellen bzw. nach den Vorgaben des durch die BNetzA bestätigten O-NEP zu errichten und zu betreiben. Aufgabe dieses Plans ist es, die notwendigen Trassen und Standorte für die gesamte Netztopologie in der AWZ der Ostsee bis zur Grenze der 12 sm-Zone im Rahmen der bestehenden Rahmenbedingungen räumlich festzulegen.

Zentral zur Ermittlung und Sicherung der für das Netz zur Anbindung der Offshore-Windparks notwendigen Räume ist vor allem die Festlegung des Anbindungskonzepts. Für die regelmäßigen Komponenten der Anbindungsleitungen erfolgt dann auf Grundlage von standardisierten Technikvorgaben und Planungsgrundsätzen die räumliche Planung.

5.1 Anbindungskonzept

5.1.1 Standardisierte Technikvorgaben Zusammenfassung

• Einsatz Drehstromtechnologie

• Einheitliche Übertragungsspannung 220 kV 5.1.1.1 Einsatz Drehstromtechnologie

Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks werden in Drehstromtechnologie ausgeführt.

Der zum Netzanschluss der Offshore-Windparks in der Ostsee verpflichtete ÜNB verfolgt ein Anbindungskonzept auf Basis der Drehstromtechnologie. Die beiden bisher in diesem Bereich umgesetzten Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks wurden mittels Drehstromtechnologie mit einer Übertragungsspannung von 150 kV an das landseitige Stromnetz angeschlossen. Für die aktuell in Planung befindlichen Anbindungsleitungen sieht der ÜNB eine Systemspannung von 220 kV vor.

Als maßgeblich für die Wahl der geeigneten Übertragungstechnologie für den Netzanschluss von Offshore-Windparks erscheint grundsätzlich die Trassenlänge zwischen der Umspannplattform des Windparks und dem Netzverknüpfungspunkt an Land. Für die AWZ der Ostsee kann eine Trassenlänge von Cluster 1 und 2 bis zum vorgesehenen Netzverknüpfungspunkt in Lubmin von etwa 100 km erwartet werden, für die im Bereich des Cluster 3 anzuschließenden Vorhaben eine Trassenlänge von etwa 140 km.

Bei Einsatz der Drehstromtechnologie erfolgt die Netzanbindung von Offshore-Windparks individuell, indem der von den einzelnen Windkraftanlagen des Parks erzeugte Strom an einer Umspannplattform zusammengeführt und von hier aus über ein Drehstrom-Seekabelsystem direkt an Land und weiter zum Netzverknüpfungspunkt geführt wird. Hierdurch ist entgegen der alternativen Netzanbindung mittels Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) keine eigene Konverterplattform für den Netzanschluss an sich notwendig. Zur Abführung einer gegebenen Leistung ist beim Einsatz der Drehstromtechnologie jedoch aufgrund der geringeren Übertragungskapazität der Drehstrom-Seekabelsysteme eine höhere Anzahl von Kabelsystemen notwendig. Denn während nach dem Stand der Technik bis zu 900 MW je Gleichstrom-Seekabelsystem übertragen werden können, ist die Übertragungskapazität eines (220 kV-) Drehstrom-Seekabelsystems auf etwa 250 MW begrenzt (vgl. standardisierte Technikvorgabe 5.1.1.2, zur umweltfachlichen Einschätzung alternativer Anbindungskonzepte auch Umweltbericht Kapitel 8.1).

Durch diese relativ geringe Leistung des einzelnen Systems kann die Netzanbindung beim Einsatz der Drehstromtechnologie jedoch andererseits auf den anzuschließenden Windpark zugeschnitten werden. Die Gefahr der Errichtung von Überkapazitäten, die ggf. über einen längeren Zeitraum nicht genutzt werden können, ist somit gegenüber der Umsetzung eines