Infranetz

muffenlose Erdkabelsysteme Infranetz 

Aktiengesellschaft 

Infranetz AG - Auf der Dyckhorst 1 – 38539 Müden a.d. Aller 

Ministerium für Energiewende, 

Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume 

Mercatorstrasse 3 

24106 Kiel 

Westküstenkabel 27.01.2013 

Sehr geehrter Dr. Habeck, 

wir danken für die schnelle und umfangreiche Stellungnahme vom 23.01.2013 zu unserem 

Vorschlag einer Westküstenverkabelung. 

Natürlich sind wir vom Ergebnis nicht überrascht. Da nun aber alle Argumente auf dem 

Tisch liegen, können wir gezielt darauf eingehen. 

Wir haben uns entschlossen, Ihre Fragen und Kommentare in der von Ihnen gewählten 

Reihenfolge zu antworten: 

1. Unsere Projektunterlagen bestehen nur aus einer Excel Tabelle und einer Skizze! 

Eine aufwendige Kartierung der Raumwiderstände, wie sie bei Freileitungsplänen 

unerlässlich ist, war im Fall unserer minimalinvasiven Erdkabeltrasse mit lediglich 50 cm 

breiten Kabelgräben naturgemäß nicht notwendig. 

Die Komprimierung auf eine DIN-A4 Seite war positiv gemeint. Wir wollten das Projekt 

übersichtlich gestalten und Ihre Zeit nicht unnötig beanspruchen. 

Schon Kennedy hat erkannt, dass alle Probleme auf eine DIN A 4 Seite passen. Wir haben 

das Prinzip nur weiterentwickelt und auch noch die Lösung untergebracht. 

2. Ist das Infranetz Konzept explizit für die Westküste technisch sinnvoll? 

Eindeutig ja, könnte es doch eine Art „Leuchtturmprojekt“ für die Energiewende werden. 

Technisch gesehen könnte man an den 480 geplanten Maststandorten besser neue 

Windkraftanlagen aufstellen und das an einem der besten Windstandorte Deutschlands in 

optimaler Windrichtung. Würde man auch nur die Hälfte realisieren, entspräche das 3 

Offshore-Standorten mit je 80 Anlagen. 

Windkraftanlagen bringen den Landwirten nebenbei gesagt bis zu 45.000 Euro jährlich, 

während ein Maststandort mit 3.000 Euro (einmalig) „honoriert“ wird. 

Infranetz Aktiengesellschaft 

Auf der Dyckhorst 1 

38539 Müden Aller 

Tel.: 05375-6814 

Mobil: 0170 77 20 341 

www.infranetz.de 

Aufsichtsrat: Ingo Rennert (Vorsitz) 

Sabine Rennert, Swantje Nakata 

Vorstandsvorsitzender: 

Dipl.-Wirtsch.Ing. Claus Rennert 

Registergericht: Braunschweig 

Handelsregisternr.: 203 645 

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3. Ist das Infranetz Konzept explizit für die Westküste ausgereift? 

Die Technik des Infranetz Vorschlages ist keine neue Erfindung. Der Vorschlag bündelt 

lediglich eine Reihe von erprobten, ausgereiften und sofort umsetzbaren technischen 

Konzepten. 

Diese Bündelung erhöht die Qualität und die Lebensdauer einer Kabelanlage erheblich. 

Das System stützt zudem das vorhandene Netz in vorteilhafter Weise, wie wir später noch 

genauer erklären. 

Hier noch einmal der offizielle Internet link für IGBT-betriebene Anlagen bis 2015. 

http://de.wikipedia.org/wiki/Liste_der_HG%C3%9C-Anlagen 

Ansonsten hat die TenneT schon HGÜ-Erdkabel in Schleswig-Holstein verlegt. 

4. Trägt das Infranetz Konzept rechtlich durch? 

Nach der Niedersachsenwahl schon. Der Bundesrat könnte jetzt mitbestimmen, wo es 

langgeht. 

5. Ist das Infranetz Konzept zeitlich vergleichbar rasch umsetzbar? 

Möglicherweise sogar schneller als Freileitungen. 

Wir werden in diesem Schreiben alle Gegenargumente sorgfältig widerlegen. Sollte es uns 

gelingen, Sie zu überzeugen, dann überzeugen Sie bitte mit uns die Fa. TenneT von der 

Westküstenverkabelung und führen Sie einen entsprechenden Kabinettsbeschluss herbei. 

Aus unserer Sicht könnte das noch im Februar passieren. Danach können die 

Vorplanungsarbeiten sofort beginnen. 

Das Planfeststellungsverfahren wird auf jeden Fall deutlich kürzer werden, sind doch bei 

dem minimalinvasiven Infranetzkonzept keine wesentlichen Raumwiderstände zu 

überwinden und Bürgerproteste auch nicht. 

In Helgoland haben wir am 30. August einen solchen historischen Moment miterleben 

dürfen. 

Als die Haftungsregelung für Offshore durch das Bundeskabinett war, wurden die Verträge 

für den Helgoland Cluster vor unseren Augen unterschrieben und am nächsten Tag wurde 

der erste Rammschlag ausgelöst. 

Die 600 km Kabel, die für das Westküstenkabel erforderlich werden und auch den Zeitplan 

bestimmen, sind zumindest auf dem Weltmarkt verfügbar. 

Sie werden auch nicht sofort benötigt und auch nicht alle auf einmal. 

Nur für unser anliegendes bundesweites Konzept sind sicher neue Extrusionslinien 

erforderlich. 

Diese geschätzten sechs Linien mit vielen neuen qualifizierten Arbeitsplätzen würden sich 

z.B. im Elbehafen Brunsbüttel an der Stelle der ehemals geplanten Kohlemeiler gut 

ausmachen. 




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6. Ist das Infranetz Konzept im Kostenrahmen? 

Eindeutig ja. Ursprünglich sind wir von einem Kostenrahmen von 790 Mio. Euro für das 

Westküstenkabel ausgegangen, weil wir die Stationen in Brunsbüttel und Wilster mit 

einbezogen haben. Nach dem Bundesbedarfsplan sind aber diese Stationen dem 2 x 1,3 

GW Korridor Richtung Grafenrheinfeld und Großgartach zugeordnet, sodass wir sie 

herausgenommen haben, was dann zu Kosten unterhalb 500 Mio. Euro incl. einer 

Kabelfabrik geführt hat. 

Letztlich sind wir dann noch weiter gegangen und haben mit anliegender Skizze ein 

bundesweites Gesamtkonzept einschließlich Westküstenkabel entworfen, weil der 

Netzausbau alle betrifft. 

In diesem Konzept ist die HGÜ-Vollverkabelung mit Kosten von 1,86 Mio. Euro/km billiger 

als teilverkabelte Freileitungen mit 1,81 bis 2,45 Mio. €/km (IZES Studie 2011, Seite 56). 

Es gehören aber auch noch andere externe Kosten dazuaddiert wie z. B.: 

• Gemeindeumlage von 40.000 Euro pro km nach § 5 der Stromnetzentgeltverordnung 

• Vogelschutzmaßnahmen 

• Ausgleichsmaßnahmen für die landschaftserheblichen Eingriffe 

• Prozesskosten für die Einweisungen in andere Besitzverhältnisse (vulgo: Enteignungen) 

• Konsultationskosten 

• Verzögerungskosten nach der bekannten IZES-Studie 2011 Seite 90 

Es wird bei einem bundesweiten Konzept immer Teilstrecken geben, die schwieriger und 

teurer sind als andere. Beispielsweise ist die Querung der beiden Lastzentren Ruhrgebiet 

und das Chemiedreieck bei Mannheim Ludwigshafen nicht ganz trivial. Nicht zuletzt auch 

die Westküste von Schleswig-Holstein als Sammelgebiet für die abzutransportierende 

Onshore Windkraft, was eine höhere Stationsdichte erfordert. 

Aus diesem Grund ist es sinnvoll, ein solidarisches Gesamtkonzept zu entwickeln und nicht 

die Westküste getrennt zu betrachten. 

7. Der Netzbetreiber hat die nötigen Kompetenzen. 

Unseres Wissens ist TenneT nicht zertifiziert. 

Die meisten Übertragungsnetzbetreiber sind zudem rein privatwirtschaftlich organisiert. 

50 Hertz gehört z. B. zu 40 % einem australischen Hedgefonds und Amprion zu 74,9 % 

diversen Finanzinvestoren, alles Leute, die überhaupt keine Kompetenzen haben und stets 

nur an der Wartung sparen wollen (Mehdorn Effekt). 

8. Der Netzbetreiber ist für einen sicheren Netzbetrieb verantwortlich und haftbar. 

Tatsächlich sieht es so aus, dass stets nur der Stromkunde haftet. Jüngstes Beispiel ist die 

Haftungsregelung für die n-0 Netze im Offshorebereich. 

Wir hatten frühzeitig, und zwar bereits in 2003 eine Ringleitung vorgeschlagen und bei der 

Netzagentur diesen Vorschlag mehrfach aber vergeblich wiederholt. 




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Eine Ringleitung hätte die Betriebsausfallkosten erheblich minimieren können. Jetzt trägt sie 

der Stromkunde. Auch eine Lösung. 

9. Das Infranetz ist zu unausgereift. 

Angesichts der vielen, weltweit bereits realisierten HGÜ-Projekte ist der Begriff 

„unausgereift“ aus unserer Sicht fehl am Platze. 

Tatsächlich verhält es sich so, dass die Entwicklung von Kabeln und Garnituren seit den 

sechziger Jahren kontinuierlich vorangeschritten ist, sodass diese Technik seit Langem 

serienreif ist und auch immer kostengünstiger und verlustärmer wird. 

10. Das Infranetz genügt den Anforderungen an Kalkulierbarkeit nicht. 

Wir haben die Massen und Kabellängen berechnet und die Unterquerungen von Eider, NO- 

Kanal und auch von Straßen und Bahnlinien kalkuliert. 

Wir haben den Flächenverbrauch der HGÜ-Stationen angegeben und die Renaturierung 

und den Rückbau der Oberfläche taxiert. 

Baustelleneinrichtungen und Verkehrssicherungsmaßnahmen haben wir abgeschätzt und 

sogar den Einbau von Glasfaserkabel vorgesehen. Selbst das Scannen von Kampfmitteln 

haben wir nicht vergessen. 

11. Das Infranetz genügt den Anforderungen an schnelle Verfügbarkeit nicht. 

Schnelle Verfügbarkeit bekommt man nicht gegen den Willen der Bevölkerung. 

Die Bürger wollen einfach keine neuen Gigamasten und das aus vielen guten Gründen. 

Der Immobilienwert sinkt schlagartig um 30 %, der Tourismus leidet und auch die 

Gesundheit, insbesondere die der Kinder. 

Leute werden enteignet oder müssen jahrelang prozessieren, die demokratischen 

Grundrechte werden zurückgebaut, etc. 

Eigentum ist ein hohes Gut. Energiewende ja, aber nicht so. 

Zitat von Martin Groll, Tennet am 02. Oktober in Hamburg, 8:15 Uhr im Haus der 

patriotischen Gesellschaft: „Wenn die Bauern nicht mitziehen, dann werden sie eben 

enteignet“ 

Zitat W.Jürgens, Michaelisdonn vom 25.01.13: „Mit viel Ärger und Aufwand mussten wir 

unter Androhung einer Zwangsenteignung den 4 Offshore - Trassen von EON / TenneT 

zustimmen“ 

Setzen Sie auf Erdkabel und alles geht viel schneller. Die Akzeptanz liegt bei 94 %. 

12. Das Infranetz genügt den Anforderungen an technische Sicherheit nicht. 

Erdkabelanlagen sind deutlich sicherer als Freileitungen. An Freileitungen sterben jährlich 

Menschen, entweder bei Baumfällarbeiten oder durch Ballonanflug, durch Hubschrauber 

oder mit anderen fliegenden Objekten. Nachstehend einige wenige Beispiele: 




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• Ballonanflug, Ibbenbüren 1999, 4 Tote 

• Ballonanflug, Österreich 2003, 1 Toter 

• Hubschrauberanflug, Karlsruhe 1977, 3 Tote 

• Hubschrauberanflug, Rheinland-Pfalz 2012, 1 Toter 

• Hubschrauberanflug, Teisendorf 2012, 4 Tote 

• Hubschrauberanflug, Schwäbisch-Hall, 2013, 1 Toter, usw. 

Die Angabe der Verletzten würde hier den Rahmen sprengen, ist aber unter www.bfuweb.de 

zu erfahren. 

13. Die Infranetz Kostenangaben sind sehr grobe Schätzungen. 

Wir sind uns sicher, dass die TenneT beim derzeitigen Projektstand auch noch keine 

Kostenfeinplanung vorgelegt hat, zumal weder die Trassenführung feststeht noch klar ist, 

wie man durch die Eiderniederung kommt. 

Diesen Vorwurf weisen wir daher nachdrücklich zurück. Wir können Ihnen aber einige 

Beispiele für sehr grobe Fehleinschätzungen geben: 

• Stuttgart 21; von 2,8 Mrd. in 2004 auf 6 Mrd. Euro in 2013 

• Flughafen Berlin; von 2,8 auf 4,3 Mrd. Euro 

• Elbphilharmonie; von 77 auf 575 Mio. Euro 

14. Die Kabelfabrik ist noch nicht mal geplant geschweige denn gebaut. 

Wie bereits unter Punkt 5 erwähnt ist der Neubau einer Kabelfabrik allein für das 

Westküstenkabel nicht zwingend erforderlich. Die dafür erforderlichen Kabelmengen sind in 

den nächsten Jahren zumindest auf dem Weltmarkt vorhanden. Das Angebot folgt immer 

der Nachfrage. Gleichwohl haben wir die Kosten für eine Kabelfabrik eingestellt. Im 

Wesentlichen bestimmen aber die Lieferzeiten der HGÜ-Stationen mit 36 Monaten den 

Zeitplan. 

15. Die zur Anwendung kommende HGÜ-Netztechnik ist im bestehenden Verbund 

nicht Stand der Technik. (Seite 2) 

Die HGÜ-Anlage in Büttel speist in das Netz und ist nach unserer Einschätzung Stand der 

Technik. 

Hinsichtlich des gesamtdeutschen Verbundnetzes geht es im ersten step um den Transport 

des Windstroms (offshore und onshore) von der Küste nach Süddeutschland. Mittel der 

Wahl sind hier Punkt zu Punkt Verbindungen, die man später nach Serienreife der 

Gleichstromschalter auch untereinander und auch mit dem bestehenden Verbundnetz 

verschalten kann. 

Wir hatten dazu folgerichtig auch den Platzbedarf für diese zukünftigen Schalter mit 100 m² 

pro Schalter eingeplant. 

In unserer anliegenden bundesweiten Planung haben wir das Westküstenkabel gleich mit 

einbezogen, weil das Netz nicht in Brunsbüttel aufhört. 




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Die Auftrennung der Netzstruktur in Westküste und Restdeutschland mag dem föderalen 

Gedanken Rechnung tragen, ist aber technisch wenig sinnvoll. 

16. Nicht nur in Deutschland, sondern weltweit gibt es keinen vergleichbaren 

Einsatzfall. (Seite 2) 

Das ist unseres Erachtens so nicht richtig. Hier nur einige wenige Beispiele: 

• Das NorNed Kabel verbindet das norwegische Drehstromnetz mit dem 

niederländischen. 

• Das BritNed Kabel verbindet das britische Drehstromnetz mit dem niederländischen. 

• Das Pyrenäenkabel soll das französische Drehstromnetz mit dem spanischen verbinden. 

• Die parkinternen Drehstromnetze aller Offshore Cluster werden über HGÜ- 

Kabelverbindungen mit dem landseitigen Drehstromnetz verbunden. 

17. Die von uns beispielhaft genannte „Murraylink“ Verbindung in Australien ist mit 

150 kV technisch wesentlich unproblematischer als das vorgeschlagene 320 kV 

Westküstenkabel. (Seite 2) 

Der Begriff „Wesentlich“ trifft hier nicht zu. Es ist die gleiche Technik nur auf anderem 

Spannungsniveau. 

Die 320 kV SylWin Offshore Anbindung bis Büttel war unseres Wissen nicht „wesentlich“ 

problematisch. Warum also so zögerlich bei unserem Projektvorschlag? 

Umgekehrt betrachtet steigert jedes realisierte Projekt die Lernkurve, sodass die HGÜ- 

Technik an sich immer unproblematischer wird. 

18. Die „Murraylink“ verbindet nur zwei regionale Netze und dient nicht zum 

Einsammeln von regional erzeugtem Windstrom in einem vermaschten Netz. (Seite 2) 

Das ist korrekt. Das System war dafür aber auch nicht ausgelegt. Legt man ein HGÜ- 

System entsprechend aus, wie wir es auch vorgeschlagen haben, dann geht das auch. 

19. Bei den von uns zitierten Offshore Anbindungen handelt es sich um klassische 

Kraftwerksanschlussleitungen, also nicht um Verbundnetzmaßnahmen zur Aufnahme 

dezentraler Einspeisungen. (Seite 2) 

Kraftwerksanschlussleitungen sind per Definition nur die 36 kV WKA-Anbindungen an die 

windparkinterne Sammelstation und die von dort weiterführenden 150 kV AC-Kabel zur 

HGÜ-Seestation als „nächstgelegener geeigneter“ Verbundnetzknoten. Die 

Gleichstromverbindung von dort zur Landstation als Kraftwerksanschlussleitung zu 

bezeichnen, hätte zur Folge, dass die WKA-Betreiber diese Leitung auch selber finanzieren 

müssen, was ja ursprünglich auch so geplant war. 

20. Zur „kurzfristigen“ Notwendigkeit der Westküstenleitung. (Seite 2) 

Bei dem Fachgespräch am 07.01.13 in Ihrem Hause haben wir nur den offenbar künstlich 

aufgebauten Zeitdruck des Bundesbedarfsplans hinterfragt. 




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Der Zeitdruck erschließt sich ja nicht dadurch, dass man 100 Mio. Euro Kosten aus dem 

Einspeisemanagement mit 20 Mrd. Euro Netzausbau kompensieren will. 

Wirtschaftlich macht das wenig Sinn. 

Der Zeitdruck hängt unseres Erachtens eher mit der bevorstehenden Bundestagswahl 

zusammen. 

Projekte, die weithin sichtbar für 80 Jahre in der Landschaft stehen, sollte man nicht über 

das Knie brechen. 

Natürlich stimmen wir Ihnen zu, die Westküstenleitung zügig zu bauen, gern auch mit 

Transportleistungen über 9.000 MW. 

Allerdings sollte es ein Erdkabelsystem sein. 

Leider konnten wir Ihr Haus bislang noch nicht davon überzeugen, dass man mit dem 

Infranetz Konzept deutlich schneller vorankommt. Wir bleiben aber dran. 

Hätte EON uns als Offshore Planer 2003 nicht massiv ausgebremst, wäre das Problem 

heute deutlich kleiner. 

Im Rahmen unseres Projektes „Amrumbank West“ hatten wir schon damals bei der 

Gründung der Offshore Trassenplanungsgesellschaft OTP (Winkra, Rennert Offshore, 

Multikabel und GEO) auf die Notwendigkeit einer 380-kV-Westküstentrasse hingewiesen. 

Bei Siemens haben wir sogar eine gasisolierte Leitung (GIL) von Brunsbüttel nach Heide 

angefragt. 

Leider hat unser damaliger 50 % Projektpartner EON uns, also der Rennert Offshore 

GmbH, die Weiterverfolgung des Projektes strengstens untersagt. 

Keinesfalls wollte man damals die Diskussion Richtung Erdkabel eröffnen. Eine Art 

Dammbruch wurde befürchtet. 

Auch das geplante Erdkabel Breklum-Flensburg ist dieser Haltung zum Opfer gefallen. Bis 

heute hat sich daran offenbar nichts geändert. 

Im Verlauf der Konsultation zum Netzausbau haben wir dann die Nachteile von 

Drehstromerdkabeln noch einmal analysiert und nach Lösungen gesucht. Das Ergebnis 

liegt Ihnen vor. 

Mit der Modultechnik haben wir alle elektrischen Probleme auf ein temporäres 

Transportproblem verengt und mit dem Flüssigbodenverfahren auch ein wesentliches 

Kostenproblem sowie das Problem der Trassenbreite und der Wärmeabfuhr gelöst. 

Mit dieser Technik ist ein schneller Ausbau möglich. 

21. Zur Zeitachse. (Seite 2) 

Gern wollen wir mithelfen Ihren Zeitplan bis 2017 zu realisieren. Mit neuen Freileitungen an 

der naturschutzfachlich und touristisch hochsensiblen Küste und gegen den Willen der 

Bevölkerung werden Sie das aber nicht schaffen. 

Allein das Planfeststellungsverfahren und die Verfahren zur Einweisung von Landbesitzern 

in neue Besitzverhältnisse wird Jahre dauern. Mit unkalkulierbaren Folgen. 




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Unser Vorschlag könnte dagegen die entsprechenden Ausschreibungen und die ersten 

Bauarbeiten zur Unterquerung des NO-Kanals und der Eider noch in diesem Jahr möglich 

machen. 

TenneT könnte in Zusammenarbeit mit uns und einem Schaltanlagenhersteller das 

Infranetz Konzept kurzfristig durchrechnen. Das könnte noch im Februar/März fertig sein. 

Bringen Sie alle Beteiligten einschließlich der Umweltverbände und der Bürgerinitiativen an 

einen Tisch. Sorgen Sie für einen kurzfristigen Kabinettsbeschluss in Richtung Infranetz 

Konzept und schon geht es los. 

Im parallel laufenden Planfeststellungsverfahren braucht dann nur noch der genaue 

Trassenverlauf und die Lage der HGÜ-Stationen festgestellt werden. Mit der Offshore 

Haftungsregelung hat das schon mal funktioniert. 

Enteignungen sind beim Infranetz nicht nötig. 

21. Zum Rechtsrahmen. (Seite 3) 

21.1. Hier unterstellen Sie im ersten Absatz, dass das Infranetz Konzept nicht nach den 

anerkannten Regeln der Technik errichtet und betrieben werden kann. Andererseits wird 

auch unterstellt, dass die technische Sicherheit nicht gewährleistet ist. Beides ist falsch: 

• Die Infranetz Konzept besteht in der einfachsten Form als Punkt zu Punkt Verbindung 

aus einer Kabelanlage und zwei HGÜ-Stationen. Von der Struktur her nichts anderes als 

die vielen weltweit bereits bestehenden Systeme und auch nichts anderes als die 

Anlage, die Sie selbst in Büttel eingeweiht haben. Wir gehen davon aus, dass alle diese 

Anlagen nach den anerkannten Regeln der Technik gebaut wurden und auch so 

betrieben werden. Anders wären sie auch nicht genehmigungsfähig gewesen. 

• Das Infranetz Konzept unterscheidet sich in der Kabelanlage allerdings dadurch, dass 

es sicherer ist. Es besitzt nämlich keine prinzipiell fehleranfälligen Muffen und die 

Module werden unter Reinraumbedingungen gefertigt und vorgeprüft. Zudem überwacht 

sich das System selbst, was die Wartung planbar macht und das System erstmalig auch 

versicherbar macht. Sie könnten also wählen zwischen einem herkömmlichen sicheren 

System und dem noch sicheren Infranetz System. 

• Hinsichtlich der Sicherheit gibt es aber auch noch den externen Sicherheitsaspekt, den 

wir bereits in Punkt 12 abgearbeitet haben. Da ging es um tödliche Unfälle und viele 

Verletzte an Freileitungen durch fliegende Objekte. Problematisch bei solchen Unfällen 

ist auch die AWE, die automatische Wiedereinschaltung der Freileitung. Die AWE ist 

schon vielen Menschen zum Verhängnis geworden. Stellen Sie sich vor, Sie haben zu 

Haus einen FI-Schalter, der bei Körperkontakt zwar in 30 ms abschaltet, danach aber 

sofort wieder einschaltet. So verhält sich die AWE. 

• Bei schweren Kollisionen mit Seilbeschädigungen und Reparaturen muss der betroffene 

Netzteil abgeschaltet werden, was wiederum zum Thema Versorgungssicherheit 

gehört. 

• Zur Sicherheit gehören auch wetterbedingte Stromausfälle, beispielsweise hat der 

Sturm“ Lothar“ in Frankreich 1999 weite Teile des Netzes zerstört. Oder der Orkan 

„Gudrun“, der in Schweden 2005 große Teile des Netzes zerstörte, sodass 300.000 

Haushalte wochenlang keinen Strom hatten. Eindrucksvoll war auch der 




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Zusammenbruch des Stromnetzes in Münsterland 2005 nach Eisregen mit 2,2 Mio. Euro 

Entschädigungskosten. In den USA zerstörte ein hurrikanähnlicher Eissturm 2007 viele 

Strommasten, was zu wochenlangen Stromausfällen und 100 Feuern geführt hat. Aktuell 

hat der Hurrikan „Sandy“ 1,5 Mio. Menschen eine Woche stromlos gemacht. 

• Das zum Sicherheitsaspekt auch Sabotageprobleme zu besorgen sind wollen wir hier 

nicht weiter vertiefen. Sicher ist nur, dass Erdkabelsysteme diesbezüglich sicherer sind. 

• Nicht zuletzt gehören auch die gesundheitsschädlichen Aspekte von Freileitungen zum 

Punkt Sicherheit. Hier sind zum einen deutlich grenzwertüberschreitende elektrische 

Felder mit 5.200 V/m in 1 m Höhe unter der Kabelanlage zu benennen, die sogar 

Leuchtstofflampen zum Leuchten bringen und leider schon ab 15 V/m die 

Melatoninsynthese und die Zellkommunikation negativ beeinflussen [Bawin/Adey 1976, 

Blackman 1988,1990,Wilson et al 1990]. Auch die magnetischen Wechselfelder, die 

zwar in 1 m Höhe gerade noch im deutschen Grenzwertbereich liegen gehören zum 

Sicherheitsaspekt. Im Vergleich mit Schweden oder Italien sind sie aber um den Faktor 

200 zu hoch. Magnetische Wechselfelder können bis zu 16 verschiedene Krankheiten 

hervorrufen [Neitzke 2006]. Da wird verständlich, dass Freileitungen keine 

„genehmigungsbedürftigen Anlagen“ im Sinne des § 3 des 26. BImSchG sind 

[BUNDhintergrund 2012]. Bei HGÜ-Erdkabeln ist das alles nicht zu befürchten. 

Weder die TenneT noch die Bundesnetzagentur können daher große Zweifel an der 

technischen Sicherheit von Erdkabeln haben, auch keine begründeten. 

Hinsichtlich der rechtlichen Konformität unseres Konzeptes mangelt es uns an 

Schuldbewusstsein. 

Was ist nicht rechtskonform an einem Konzept, das legal im Rahmen der Konsultation 

eingereicht wurde und andererseits einen innovativen Ansatz hat, der gleichzeitig folgende 

Probleme löst: 

• Vogelschlag 

• Landschaftsschutz 

• Raumwiderstände 

• Tourismus 

• Gesundheit 

• Unfälle mit fliegenden Objekte 

• Unfälle bei Baumarbeiten 

• Unfälle mit landwirtschaftlichen Geräten 

• Trassenbreite 

• Wartungskosten 

• Versicherbarkeit 

• Bauzeit 

• Enteignungen 

• Kosten 

• Sichtbarkeit 

Zum letzten Punkt noch eine Anmerkung: Die geplante Freileitung an der Westküste mit bis 

zu 480 Gigamasten wird vermutlich 80 Jahre in der Landschaft stehen. 




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Dr. Northeim vom BfN hat uns vor zehn Jahren bei der Standortsuche für unsere Offshore 

Anlagen aus Sichtbarkeitsgründen gezwungen, in die küstenferne AWZ auszuweichen. 

Das war eine regelrechte Kampagne, bei der kein Argument zu hanebüchen war. Dieser 

Sichtbarkeitsaspekt scheint bei Freileitungen offenbar nicht von Bedeutung zu sein. 

21.2. Es war richtig von Ihnen, sich in Berlin für ein Kabelprojekt in Schleswig-Holstein 

einzusetzen. Die Reaktion des traditionell industriell geführten Wirtschaftsministeriums 

verwundert auch nicht. 

In Schleswig-Holstein geht es nun allerdings nicht um die Erprobung einer technologischen 

Neuerung, ein Pilotprojekt, sondern ganz konkret um den Netzausbau mit einer erprobten, 

insbesondere umweltfreundlichen, sicheren und bürgernahen Erdkabeltechnik. 

21.3. Dieser Unterpunkt führt dann auch zu den Kosten von Pilotvorhaben im nächsten 

Absatz. 

Es geht beim Westküstenkabel nicht um ein Pilotprojekt, das als solches möglicherweise 

nicht umlagefähig wäre. 

Es geht auch nicht um das Sammeln von Betriebserfahrungen oder um eine Teststrecke, 

sondern um eine konkrete Alternative zum Freileitungsausbau, die Sie auch im Rahmen 

des Planfeststellungsverfahrens abprüfen müssen. 

21.4.Richtig ist, dass es nach § 9 EEG eine Verpflichtung zum Netzausbau für die 

Übertragung von Strom aus erneuerbaren Energien gibt. Das wollen wir auch, allerdings mit 

einer bürgerfreundlicheren und umweltverträglicheren Lösung ohne den Rückbau 

demokratischer Grundrechte. 

Leider werden die erneuerbaren Energien als Grund für den bundesweiten Netzausbau bis 

Süddeutschland nur vorgeschoben, weil man sich davon mehr Akzeptanz verspricht. Die 

wahren Gründe sind leider tiefer liegend. 

Frau Dött von der CDU/CSU Bundestagsfraktion hat es bei einer Podiumsdiskussion am 

10.11.2011 im Umweltforum in Berlin rausgelassen. Es ging ihr dabei angelegentlich um 

den europäischen Stromhandel, insbesondere zwischen den Atomstromländern Frankreich 

und Tschechien. Wir haben gefragt, ob sie im Ernst glaubt, dass es die Akzeptanz 

verbessert, wenn der Bürger erfährt, dass es eigentlich um den Atomstromhandel geht. 

Zurück zum Gesetz. 

Sie haben es in der Hand über die Bundesratsmehrheit das Gesetz so zu gestalten, wie es 

für Schleswig-Holstein und seine Bürger richtig ist. 

21.5. Das Bundeswirtschaftsministerium wird Anfang 2013 den Entwurf einer 

Rechtsverordnung vorlegen, die der Zustimmung der Länder bedarf. Die Länder haben 

hierzu zwar ihre grundsätzliche Bereitschaft erklärt, könnten aber noch Änderungen 

durchsetzen, was insbesondere mit der neuen Mehrheit im Bundesrat nach der 

Niedersachsenwahl möglich ist. Nutzen Sie bitte diese Möglichkeit. 




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21.6. Der Gesetzgeber schreibt in der Regel keine bestimmte Technik vor. Wenn er es doch 

tut und für die Korridore Freileitungen statt Erdkabel vorschreibt, ist er möglicherweise 

falsch beraten. Begründen kann er diesen Standpunkt nur aus drei Gründen: 

• Netzsicherheit: Das Thema Netzsicherheit hatten wir bereits unter den Punkten 12 und 

21.1 behandelt. Hier schneiden Erdkabel eindeutig besser ab. 

• Zeitrahmen: Rein technisch kann man Freileitungen schneller bauen als Erdkabel. 

Demokratisch geht es mit Erdkabeln schneller. 

• Kosten: Infranetz Erdkabel sind billiger als Freileitungen. Wir haben das bereits in Punkt 

6 und mit anliegender Pressemitteilung plausibel gemacht. Die relativen Kosten 

verhalten sich wie 1,86 Mio. Euro/km für das Infranetz Konzept zu 1,81 bis 2,45 Mio. 

€/km für Freileitungen mit Teilverkabelungen nach IZES Studie 2011 und ohne externe 

Kosten. 

21.7. Konverterstationen waren bislang sehr kostenintensiv, da stimmen wir Ihnen zu. Mit 

neuen Technologien ist das stets der Fall. Der von Ihnen genannte wirtschaftliche 

Grenzwert von 400 km ist früher auch mal richtig gewesen. Solche Aussagen halten sich ja 

oft hartnäckig. Bestes Beispiel sind die seit Jahren mantrahaft wiederholten Aussagen der 

unterschiedlichsten Universitäten zum Mehrkostenfaktor von Freileitungen zu Erdkabeln. 

Faktoren, die je nach Professur „präzise“ zwischen Faktor 4 und 16 liegen. Es kommt immer 

darauf an, wer solche Studien bestellt. 

Bleiben wir hinsichtlich der genannten Grenzwertlänge von 400 km bei den Fakten: 

Tjäreborg 4 km DolWin 2 135 km 

Long Island Sund 40 km DolWin 1 160 km 

Directlink 59 km Murraylink 177 km 

Gotland 70 km BorWin 2 200 km 

Troll A 70 km BorWin 1 203 km 

Trans Bay 88 km SylWin 1 205 km 

Estlink 105 km BritNed 260 km 

Interconnector 130 km Valhall 292 km 

HelWin 2 130 km Sydänken 400 km 

Die HGÜ-Verbindung zwischen Frankreich und Spanien hat übrigens eine Länge von 65 

km. Wir gehen davon aus, dass alle diese Systeme wirtschaftlich betrieben werden. 

21.8. Die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der Westküstenleitung wird von uns nicht 

bezweifelt. 

21.9. Im Bundesbedarfsplangesetz kann der Gesetzgeber keine Drehstromfreileitung 

vorschreiben, wenn Schleswig-Holstein das nicht will und dafür auch gute Gründe hat. 

Hier nur einige gute Gründe: 




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• Europäische Vogelschutzrichtlinie 2009/147/EG 

• Raumwiderstände wie Naturschutzgebiete, FFH-Gebiete, Wohnbebauungen 

• Tourismus im Land der Horizonte 

• Enteignungen 

• Bürgerinitiativen 

• Wertverlust der Immobilien 

• Gesundheit, magnetische und elektrische Felder 

• Sicherheit 

• Kosten 

Sie haben es in der Hand das Gesetz im Bundesrat mitzugestalten. 

21.10. Sie bringen die bereits erfolgte Dauer des Planungsprozesses zur 

Westküstenfreileitung als Argument vor. Die Dauer eines Planungsprozesses ist aber kein 

Gütesiegel an sich. Hier einige Beispiele: 

• Elbphilharmonie 12 Jahre 

• BER Flughafen 22 Jahre 

• Stuttgart 21 25 Jahre 

• Kölner Dom 788 Jahre :-] 

Allerdings muss man nicht komplett von vorn anfangen. Die untersuchten Trassen können 

aber für das Erdkabel genutzt werden. 

21.11. Wir begrüßen es, dass Sie sich bereit erklären Änderungen zu initiieren, wenn die 

Interessen Schleswig-Holsteins in Gefahr sind. Das ist in der Tat gleich mehrfach der Fall: 

• Rückbau demokratischer Grundrechte durch Enteignungen 

• Anhaltende bzw. anschwellende Proteste der Bürgerinitiativen 

• Tourismus im Land der Horizonte (und der Heimat von Storm) 

• Landschaftsveränderung durch 480 neue Gigamasten 

• Gefährdung der Gesundheit durch elektrische und magnetische Wechselfelder 

21.12. Nachfolgend möchten wir darlegen, dass das Infranetz Konzept die Energiewende 

besser voranbringt. 

• Zeitlich: Vorbereitende Planungs-und Bauarbeiten könnten sofort nach einem 

Kabinettsbeschluss beginnen. HDD-Bohrungen zur NO-Kanal- und Eiderquerung 

könnten noch in diesem Jahr vorbereitet und in Angriff genommen werden. Ebenso die 

Feinplanung der Erdkabeltrasse und die Pachtverträge (300.000 m Grabenlänge x 0,5 m 

= 150.000 m²) sowie die Pachtverträge für die 6 HGÜ-Stationen zu 1 GW (6 GW x 4.700 

m²/GW= 28.200 m²). Das Planfeststellungsverfahren kann parallel laufen. Ein 

Raumordnungsverfahren entfällt. Die UVS und der LPB sind schnell erstellt, weil sie 

sehr übersichtlich werden. 

• Technisch: Anhand diverser deutscher und weltweiter Projekte hatten wir die 

technische Funktionsfähigkeit von HGÜ-Systemen nachgewiesen und am 07.01.13 in 

Ihrem Hause auch von einem großen Schaltanlagen- und Kabelhersteller bestätigen 




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lassen. Die grundsätzliche Machbarkeit wurde zudem von einem unabhängigen 

Experten der Hochschule Kiel bestätigt. Die interne und auch externe Systemsicherheit 

von HGÜ-Erdkabelsystemen hatten wir unter den Punkten 12 und 21 nachgewiesen und 

herausgestellt, dass das Infranetz Konzept zudem deutlich sicherer ist. 

• Juristisch: Wir gehen davon aus, dass die vielen bevorstehenden 

Enteignungsverfahren die Energiewende jahrelang ausbremsen werden. 

• Wirtschaftlich: Hier muss man unterteilen in: 

o Volkswirtschaftlich? Vorteil für das Infranetz Konzept. Viele neue Arbeitsplätze 

in der Kabelfertigung und im Schaltanlagenbau. Auch im Tiefbau > HDD- 

Bohrungen, Graben fräsen, Kabeltransport, Einbau, Verfüllung, Renaturierung, 

etc. Vorteile auch für das Breitbandnetz. Glasfaserkabel können fast kostenfrei 

mitgeführt werden. 

o Betriebswirtschaftlich? Jedes einzelne Infranetz Modul ist adressiert und 

überwacht sich mit einem condition monitoring System automatisch selbst. Das 

System benötigt weniger als die Hälfte der Wartungskosten von Freileitungen. 

o Wirtschaftlich für den Investor? Als Bürgernetz nach dem Konzept von Minister 

Altmeier mit 5% Zinsen auf jeden Fall wirtschaftlich. 

o Wirtschaftlich für TenneT? Auf jeden Fall. Die Kosten werden umgelegt auf den 

Stromkunden. Für die Übertragungsnetzbetreiber sind die akzeptierten Zinsen 

von 9,05 % auf das Eigenkapital allerdings zu wenig. 

o Wirtschaftlich für den Stromkunden? Schwer zu sagen, weil die jährlichen 

Preissteigerungen völlig intransparent sind. Da Kabelanlagen in Verbindung mit 

umrichtergeführten HGÜ-Systemen aber die Netzspannung stützen, kommt 

wenigstens ein Vorteil durch verbesserte Versorgungssicherheit heraus. 

o Wirtschaftlich für den betroffenen Landwirt? Vorteil für das Infranetz Konzept. 

Für den einzelnen Freileitungsmast bekommt der Betroffene einmalig ca. 3.000 

Euro. Dafür muss er die nächsten 80 Jahre drum herumfahren. Für das Kabel 

werden 1,8 Euro pro lfdm. Meter erbeten, obwohl es nicht stört. Index gekoppelt 

(Harm Nagel, Verein der Landeigentümer Statnett Trasse). Da hat der Landwirt 

mehr davon. 

o Wirtschaftlich für den Windmüller? Ja, das Infranetz ist schneller betriebsbereit 

als Freileitungen. 

22. Zur Technik. (Seite 4) 

22.1. Ursprünglich sind wir von einem Kostenrahmen von 790 Mio. Euro für das 

Westküstenkabel ausgegangen, weil wir die Stationen in Brunsbüttel und Wilster mit 

einbezogen haben. 

Nach dem Bundesbedarfsplan sind aber diese Stationen dem 2 x 1,3 GW Korridor Richtung 

Grafenrheinfeld und Großgartach zugeordnet, sodass wir sie wieder aus der Rechnung 

gestrichen haben, was dann zu Kosten unterhalb 500 Mio. Euro incl. Kabelfabrik geführt 

hat. Wenn Sie diese Stationen wieder auf die Schleswig-Holstein-Rechnung haben wollen, 

sind wir natürlich wieder bei 790 Mio. €. 




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22.2. Der Flächenverbrauch einer Gigawatt Station beträgt nicht wie behauptet 22.500 m² 

(150 x 150 m), sondern 4.600 m² pro Gigawatt (90 m x 51 m). Etwas größer als das kleinste 

Fußballfeld. 

Dies als Kehrseite des HGÜ-Konzeptes mit erheblichen Eingriffen in Landschaftsbild, 

Ökologie und Wohnumfeld zu bezeichnen ist Ihnen sicher nicht leichtgefallen. Die 

Akzeptanz von Freileitungen erhöhen Sie mit diesem Relativierungsversuch nicht. 

Schließlich handelt es sich bei einer geräuschlosen und optisch eher unauffälligen HGÜ- 

Halle nicht um einen olfaktorisch und moralisch bedenklichen Hühnermaststall. 

22.3. Richtig ist, dass auch Erdverkabelungen zu Gegenreaktionen und Protesten führen 

können, wenn es um breite Drehstromtrassen, starke magnetische Wechselfelder und auch 

um die Magerbetonbettung geht. Das muss man aber dazusagen, sonst entsteht ein 

falsches Bild. 

Das Infranetz Konzept mit seinem geringen und zudem ungefährlichen Gleichfeld und mit 

Flüssigbodenbettung weist keines dieser Nachteile auf. Die benötigten 50 cm breiten 

Kabelgräben sind am besten vergleichbar mit den üblichen Drainageschlitzen, von denen 

allein in Dithmarschen Tausende Kilometer gefräst wurden. 

22.4. Unser Vorschlag einer Anbindung an das dänische Netz mit einer Trasse von Esbjerg 

bis Hamburg Wedel datiert auf den 23.11.2011. Auf Wunsch schicken wir Ihnen diese 

Zeichnung gern noch mal zu. Als es um vergleichbare Kosten zwischen Freileitung und 

Erdkabel ging, haben wir die Strecke natürlich angepasst. 

22.5. Dass unser Konzept „voraussichtlich“ nicht bedarfsgerecht im Sinne des ENWG ist, 

weil wir „nur“ 1 GW Anschlussleistung in Niebüll vorgesehen haben, weisen wir zurück. 

1 GW ist für den Windraum Niebüll in den nächsten 10 Jahren völlig ausreichend, weil der 

gesamte Bereich Nordfriesland nur ein Potential von 2,4 GW hat. Die Aussage ist aber 

insofern interessant, als es nun doch nicht nur um das Einsammeln von Onshore 

Windenergie in Schleswig-Holstein geht, sondern auch, oder insbesondere, um den 

europäischen Stromhandel. 

Das sollte man den Leuten aber auch so sagen und auch betonen, dass der deutsche 

Stromkunde das bitte auch bezahlen und akzeptieren soll. 

Wir haben uns lediglich auf das Zitat der TenneT gestützt: „Auf einer Länge von etwa 150 

Kilometern soll die neue Westküstenleitung zwischen Brunsbüttel und Niebüll entlang der 

Westküste Windenergie aufnehmen und weiterleiten“. 

22.6. Die neuen Gleichstromschalter von ABB oder Siemens in „Multilevel“ Technik werden 

in Kürze am Markt sein und auch funktionieren, soviel steht fest. (s. hierzu auch VDI 

Nachrichten Nr. 4 Seite 11) 

Diese Schalter bestehen aus einem Mechatronikschalter und einem IGBT-Schalter aus 4 

identischen 80-kV-Modulen. Die Schaltzeit beträgt 5 ms. Die Verluste im ungestörten 

Betrieb liegen bei 0,01 %. 




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Wir haben diese Schalter, die im ersten Step für Punkt zu Punkt Verbindungen noch nicht 

unbedingt erforderlich sind, bereits mit 100 m² pro Schalter eingeplant. Hier einige 

Stichpunkte zur „Multilevel“ Technik als Information: 

• Multilevel Wechselrichter hacken, im Gegensatz zu den sog. Drei-Punkt- 

Wechselrichtern, die Strom- und Spannungskurven in viele ganz kleine Stufen und 

bauen damit die für die Einspeisung benötigten Sinuskurven selbst auf. 

• Erfinder des „Modularen Multilevel Konverters“ ist Prof. R. Marquardt, von der BW-UNI 

München. 

• Marquardt schaltete nicht in 2-3 grossen Schritten, sondern in vielen kleinen 

Spannungsstufen. Dadurch lassen sich die Steuerungsprozesse in Millisekunden ohne 

störende Spannungsschwankungen regeln. 

• Die Multilevel Technik stabilisiert vorhandene Drehstromnetze und hilft einem 

zusammengebrochenen Netz beim Wiederanfahren. 

• Auch die Kopplung mit einem Drehstromnetz ist einfacher (R. Görner, ABB). Beide 

Netze werden gebraucht, Gleichstrom zum Übertragen über große Distanzen, 

Drehstrom zum Verteilen. 

• Mittlerweile setzen alle Hersteller wie Siemens, ABB und Alstom auf die Multilevel 

Technik. 

• Mehrere Gleichstromtrassen können dadurch störungsfrei an einem Punkt verknüpft 

werden. 

• Auch für die Verlegung neuer Leitungen als Erdkabel ist Gleichstrom wegen geringer 

Verluste weit besser geeignet als Drehstrom (Technology Review, 08.12) 

• Macht vernetzte Gleichstromleitungen möglich (Technology Review, 08.12). 

• Bei Gleichstrom wäre eine Netzerweiterung mit einem größeren Anteil an Erdkabeln 

möglich, sodass Naturschutz und Wohngebiete verschont würden (Technology Review, 

08.12) 

• Ein Multilevel System ist bereits erprobt. San Franzisko > Pittsburg, 85-km-Seekabel 

durch die San Franzisko-Bay. 

22.7. Der von uns bewusst nicht berücksichtigte Einspeisepunkt in Barlt als Sammelpunkt 

umliegender regionaler Windenergie liegt so nahe am Netzknoten Brunsbüttel, dass es 

sinnvoller und kostengünstiger ist, den jetzigen Zustand zu belassen und den Windstrom 

hier und in den umliegenden Umspannstationen Marne, Meldorf und Quickborn über die 

110 kV Leitungen einzusammeln und zum Netzknoten Brunsbüttel zu führen. Sofern 

Netzausbau für das Repowering erforderlich ist, kann dies auf der unterlagerten 110 kV 

Netzebene auf Erdkabelbasis kostengünstiger geschehen. Die von uns vorgesehene NO- 

Kanalquerung als Medientunnel kann aber dafür genutzt werden. 

22.8. Die vorgeschlagenen reinraumgefertigten, muffenlosen Kabelmodule mit integrierten 

Lichtwellenleitern sind eine Option. Natürlich kann man die Kabel auch konventionell mit 

Muffen alle 1.000 m verlegen und das System als Ganzes dann im Feld prüfen. Das 

Infranetz Konzept hat aber viele elektrische Vorteile, sodass es sich lohnt, über den Einsatz 

nachzudenken. 

Nachstehend einige Vorteile: 




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• Reinraumfertigung. Erdkabel werden unter strengsten Reinraumbedingungen 

extrudiert. Kabelfehler selbst sind nach CIGRE daher extrem selten. Bei der Herstellung 

von Muffen und Endverschlüssen sogenannten Garnituren sollte das Gleiche gelten. Je 

höher die Spannung, desto sauberer müssen auch die Arbeitsplatzverhältnisse sein. 

Fabrikmäßig wird dazu unter leichtem Überdruck und mit Staubpartikelzählern 

gearbeitet, was im Feld kaum praktikabel ist. Unter diesen Bedingungen kann sich die 

sog. Badewannenkurve deutlich flacher gestalten, eine Kurve, die nur am Anfang und 

am Ende der technischen Lebensdauer einer Kabelanlage höhere Ausfälle erkennen 

lässt. 

• Integrierte Lichtwellenleiter. Will man die Temperaturverhältnisse einer 

konventionellen Kabelanlage kontrollieren, legt man einen Lichtwellenleiter daneben, der 

über den Brechungsindex die Temperatur am Kabelaußenmantel halbwegs plausibel 

erkennen lässt. Beim Infranetz Konzept wird dieser Lichtwellenleiter gleich mit in den 

Kabelschirm integriert, sodass man die Temperaturverhältnisse innerhalb des Kabels bis 

zu den Endverschlüsse kontrollieren, kann, und zwar deutlich exakter. Die Temperatur 

der Endverschlüsse wird gesondert gemessen und sie werden bis zur Wartung auch 

aktiv gekühlt, sofern die Betriebstemperatur aus dem Ruder läuft. Systemschäden 

werden dadurch im Millisekundenbereich lokalisierbar. Das geschieht im Rahmen eines 

condition monitorings mit einer laufenden Toleranzbandanalyse automatisch, sodass die 

Wartung erstmals planbar und die Kabelanlage erstmals auch versicherbar wird. 

• TE-Prüfung in der Fabrik. Kabel und Stecker werden als fertiges, elektrisch 

abgeschlossenes System auf Teilentladung geprüft, sodass die extrem teure 

sogenannte On-Site Resonanzprüfung im Feld mit 150 to Messequipment auf 5 

Tiefladern entfällt. Getestet wird die gesamte Infranetz Kabelanlage lediglich mit einer 

24-stündigen Nennspannungsprüfung im Inbetriebnahmemodus. 

Sie bemängeln, dass für unser Modulkonzept noch keine Betriebserfahrungen vorliegen. 

Soweit richtig. Allerdings sind die Teilkomponenten, also Kabel und Endverschlüsse 

weltweit geprüft und Stand der Technik. 

Denkt man allerdings umgekehrt, an die Betriebserfahrungen mit Freileitungen fallen einem 

sofort die Milliardenschäden durch Wetterextreme ein. Auch die vielen Menschen, die 

bereits an Freileitungen gestorben sind, gehören zu den Betriebserfahrungen. Es gibt auch 

viele negativen Betriebserfahrungen hinsichtlich der gesundheitlichen Auswirkungen von 

magnetischen Wechselfeldern im Bereich von Freileitungen. Das wird zwar stets relativiert 

oder gar auftragsmäßig bestritten, andererseits muss man dann auch fragen, warum es 

Grenzwerte gibt. 

Nicht zuletzt zählen auch die jährlich 30 Mio. Vogelschlagopfer allein an deutschen 

Freileitungen zu den negativen Betriebserfahrungen. 

22.9. Behauptet wird hier, dass das Infranetz Konzept nicht Stand der Technik ist und für 

lange Strecken daher nicht geeignet ist. Das ist nur fast richtig. Seekabel werden 

beispielsweise in großen Längen von 20 – 25 km gefertigt und dann in der Fabrik unter 

Reinraumbedingen sauber vermufft und so zu theoretisch beliebig langen Kabelstrecken 

verbunden und geprüft. Bis auf die montagebedingt fehlenden Endverschlüsse, die Länge 

und die Muffen gleicht das Prinzip also dem Infranetz Konzept. 




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22.10. Der Vorteil des muffenlosen Infranetz Konzeptes gegenüber konventionellen 

Muffenverbindungen wurde beim Fachgespräch am 07.01.13 in Ihrem Hause von 

wissenschaftlicher Seite nicht bestritten und vonseiten des Muffenherstellers aus 

naheliegenden Gründen lediglich relativiert. Das ist etwas anderes. 

22.11. Neuartige Steckverbindungen sollten Ihrer Ansicht nach vor einer Markteinführung in 

unkritischen Netzabschnitten untersucht werden, wenn sich ein technischer oder 

wirtschaftlicher Vorteil belegen lässt. 

Die von uns bevorzugten Steckverbindungen bzw. Kabelendverschlüsse gibt es bereits seit 

Längerem. 

Die technischen und wirtschaftlichen Vorteile der vormontierten Kabelendverschlüsse 

haben wir schon mehrfach belegt, fassen sie hier aber gern noch mal zusammen: 

• Reinraumfertigung eines elektrisch abgeschlossenen Systems aus Kabel und 

Endverschlüssen senkt die Ausfallrate und verlängert die Lebensdauer. 

• Die aufwendige Herstellung von Muffen im Feld kann komplett entfallen. 

• Die extrem aufwendige Resonanzprüfung einer fertigen Kabelanlage mit 150 to 

Messequipment auf 5 Tiefladern entfällt. 

Die von uns vorgeschlagenen drei Punkt zu Punkt Verbindungen sind im Vergleich mit 

wetterkritischen Freileitungsanlagen relativ unkritische Netzabschnitte. 

Fällt eine der drei HGÜ-Verbindungen aus, muss sich lediglich ein Drittel der Onshore 

Windenergie seinen Weg durch das unterlagerte Netz suchen. Hier kann man bei 

entsprechenden Starkwindwetterlagen vorübergehend abregeln, wie es ja auch jetzt schon 

der Fall ist. 

Fällt die Westküstenfreileitung aus, geht alles vom Netz, was an der Westküste einspeisen 

will, von Niebüll bis Brunsbüttel. 

Hängt man zudem, wie es offenbar geplant ist, auch noch die 110 kV Freileitungen an die 

Masten, erhöht sich das Risiko eines Totalausfalls beträchtlich, weil man zur Reparatur der 

Leitungen, egal welcher Spannungsebene, alle vier Systeme abschalten muss. Dann ist 

natürlich auch das unterlagerte Netz weg. 

Kein Monteur wird unter Spannung auf die Masten steigen. Arbeitsschutzrechtlich ist das 

auch verboten. 

Da oben werden durch die kräftigen Wirbelströme nicht nur die Zahnplomben heiß. 

Es können auch die verschiedensten Krankheiten hervorgerufen oder begünstigt werden. 

Für den Grenzwert ab 100 µTesla gibt es stabile Nachweise auf: 

• Herzflimmern 

• Gehirnreizungen 

• Magnetphosphene (visuelle Sinneseindrücke wie Lichtblitze in der Retina oder im 

Sehnerv) 

Für den Bereich von 0,2 bis 100 µTesla gibt es stabile und starke Hinweise auf: 

• Erbgutschäden (Genotoxizität) 




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• Beeinflussung von Zellsteuerungsprozessen 

• Verstärktes Zellwachstum (schwache Hinweise) 

• Zelluläre Stressreaktionen 

• Störungen des Hormonsystems 

• Herz-Kreislauf-Erkrankungen 

• Störungen des zentralen Nervensystems 

• Störungen des Immunsystems (schwache Hinweise) 

• Psychische Erkrankungen 

• Neurogenerative Erkrankungen 

• Embryonale Missbildungen 

• Kanzerogenität Befindlichkeitsstörungen (schwache Hinweise) 

22.12. Sie schlagen vor, das Verhalten der drei HGÜ-Punkt zu Punkt Verbindungen im 

vermaschten schleswig-holsteinischen Netz im Rahmen einer Netzberechnung zu prüfen. 

Gegen eine solche Netzberechnung spricht prinzipiell nichts. Es muss aber bereits 

belastbare Berechnungen für die Netzintegration der Station in Büttel geben. Die könnte 

man zur Grundlage machen. 

Die Berechnungen zu den Auswirkungen des NorLink Kabels auf das vermaschte Netz 

müssten eigentlich in den Planfeststellungsunterlagen zu finden sein. Auch diese 

Berechnungen können als Grundlage dienen. 

Weitere Berechnungen zu den HGÜ-Anbindungen in Diele, Eemshaven, Hilgenriedersiel, 

könnten herangezogen werden. 

22.13. Was bedeutet eine Störung im Infranetz für die 110 kV Ebene? Da gibt es drei 

Fehlermöglichkeiten: 

• Ausfall der nördlichen Station (keine Rückwirkungen, die Station fällt aber in ihrer 

Nebenfunktion als Spannungsstütze und für die Bereitstellung von Blindleistung 

vorübergehend aus). 

• Ausfall der Station im Bereich Brunsbüttel (dto.) 

• Kabelausfall (keine Rückwirkung auf das unterlagerte Netz) 

22.14. (noch Technik, Seite 5) Dass die Übertragungsleistung der bis 2012 realisierten 

HGÜ-Projekte entsprechend unserer Referenzliste nur bis „200 kV“ geht ist schon insofern 

falsch, als es bei diesem Wert um die Spannung und nicht um die Leistung geht. Die 

stärkste Übertragungsleistung (Borwin 2) liegt bei 0,8 Gigawatt. Unsere Planungen sehen 1 

GW Übertragungsleistungen pro Strang vor. Das ist auch realistisch. Siemens baut z. B. 

2013 das Pyrenäenkabel mit 2 x 1 GW. 

Zitat: „Siemens errichtet Stromrichterstationen für eine 2 Gigawatt HGÜ-Verbindung 

zwischen Frankreich und Spanien als Teilstück des transeuropäischen 

Stromversorgungsnetzes. Die Baukosten betragen 700 Mio. €. Lt. Siemens liegt der 

Siemens Lieferumfang leicht unter der halben Bausumme“. 

http://www.siemens.com/press/de/pressemitteilungen/?press=/de/pressemitteilungen/2011/ 

power_transmission/ept201101032.htm. 




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22.15. (noch Technik, Seite 5 oben) Sie definieren die HGÜ-Seekabelverbindungen (und 

damit indirekt auch die von uns geplanten HGÜ-Verbindungen) als 

Kraftwerksanschlussleitung und nicht als Teil des vermaschten Verbundnetzes. Diese 

TenneT Terminologie soll die HGÜ-Verbindungen als inkompatibel mit dem Drehstromnetz 

diskreditieren, was aber gleich in mehrfacher Hinsicht falsch ist, wie nachstehend 

nachgewiesen wird: 

a. Die internen Drehstromnetze aller Offshore Cluster werden sinnvollerweise über HGÜ- 


Man hätte das auch mit Drehstromkabeln machen können, wie es auch bei den 

Ostseewindparks Baltic 1 und Baltic 2 sowie Riffgat geschieht. Auch der 30 kV AC 

Anschluss von Helgoland ist ein passendes Beispiel. Sie würden diese Verbindungen, 

insbesondere das Helgolandkabel, sicher nicht als Kraftwerksanschlussleitung definieren. 

b. Zum anderen behauptete Herr Deitermann von der TenneT am 07. Dezember in 

Bayreuth, dass er die HGÜ-Leitungen zum Abtransport der Schleswig-Holsteinischen 

Onshore Energie als Kraftwerksanschlussleitung definiert mit der Schlussfolgerung, dass 

die Windmüller das dann auch bitteschön selber bezahlen sollten. Das wäre nur dann nicht 

der Fall, wenn die Energie über eine vernetzte Drehstromfreileitung abtransportiert würde. 

Diese skurrile Ansicht hätte natürlich interessante Konsequenzen. Alle Nord-Süd HGÜ- 

Leitungen, die nach offizieller Sprachregelung dem Abtransport der küstennahen Offshore 

und Onshore Energie nach Süddeutschland dienen sollen, müssten von den Windmüllern 

bezahlt werden. Natürlich auch die derzeit schon verlegten HGÜ-Seekabel. 

c. Zum Dritten unterschlägt dabei die TenneT, dass HGÜ-Netzverbindungen, seien, es 

Kurzkupplungen bzw. Querregler oder HGÜ-Stationen, in ihrer Eigenschaft als Umrichter im 

Netz wesentliche Systemdienstleistungen erbringen können. Hier eine Zusammenfassung 

der Systemvorteile von HGÜ-Stationen im vermaschten Netz: 

1. Statische Blindleistungsbereitstellung 

2. Dynamische Blindleistungsbereitstellung 

3. Spannungs- und Frequenzstützung 

4. Unabhängige Einstellung von Wirk- und Blindleistung 

5. Keine Kurzschlussleistung 

6. Sofortige Leistungsflussumkehr 

7. Geringer AC-Filteraufwand 

8. Schwarzstartfähigkeit (Wiederauffahrung eines zusammengebrochenen Netzes) 

9. Typische Systemverluste 1% (4-6% in 2009) 

10. Multiterminal Betrieb 

11. Verbindung mehrerer Einspeisepunkte zur Entlastung des AC-Übertragungsnetzes 

12. Erhöhung der Leistungsfähigkeit elektrischer Netze (Hanson, ABB, 2005) 

13. Geringer Platzbedarf 

14. Einsatz kostengünstiger Polymerkabel möglich. (Keine Spannungsspitzen) 




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d. Wie bereits oben unter Punkt 16 erwähnt, verbinden HGÜ-Systeme auf vorteilhafte 

Weise bestehende Drehstromnetze, sind also als wesentlicher Teil dieser Netze zu 

betrachten: 

• Das NorNed Kabel verbindet das norwegische Drehstromnetz mit dem 

niederländischen. 

• Das BritNed Kabel verbindet das britische Drehstromnetz mit dem niederländischen. 

• Das Pyrenäenkabel soll das französische Drehstromnetz mit dem spanischen verbinden. 

• Die internen Drehstromnetze aller Offshore Cluster werden über HGÜ- 


e. Nach Serienreife der Gleichstromschalter können die Gleichstromverbindungen auch 

untereinander verschaltet werden, was die Netzintegration dann noch weiter optimiert. 

f. Bernhard Beck, Geschäftsführer der fränkischen Fa. Belectric (2.000 Mitarbeiter) erhielt 

2012 den Deutschen Solarpreis von Eurosolar für sein Konzept, mit Wechselrichtern großer 

Solarkraftwerke die Stromtragfähigkeit der Netze verfügbar machen, d. h. Kapazitäten 

freizuschaufeln und damit den Netzausbau zu reduzieren. Zitat: „Das Stromnetz steckt noch 

in der Ära des Telefons mit der Wählscheibe“. 

Mit der Mittelspannungsrichtlinie wurden zuerst große Wechselrichter verpflichtet, 

Blindstrom zu liefern. Mit der Niederspannungsrichtlinie müssen heute auch Kleinanlagen 

ab einer Scheinleistung von 3,68 kVA in der Lage sein, Blindleistung bereitzustellen. Das 

tun Wechselrichter von PV-Anlagen nur, wenn die Sonne scheint. 

Nachweis: Demoprojekt Düllstadt am Main. Die Anlage kann rund um die Uhr nach Bedarf 

Blindstrom erzeugen und kurzfristig in das 20-kV-Netz einspeisen. Scheint die Sonne nicht, 

bezieht die Anlage wenige kW an Wirkleistung aus dem Netz um damit bis zu 1 MW 

Blindleistung zu erzeugen. Das geschieht durch eine entsprechend angepasste 

Ansteuerung der Leistungshalbleiter in der Brückenschaltung (Power Conditioning Unit, 800 

kW), limitierend ist die Scheinleistung des Anlagenabschnitts. 

Damit besteht die Möglichkeit, die doppelte Leistung in die Verteilnetze zu bringen. Der 

Netzausbaubedarf sinkt erheblich. 

Entscheidend bzw. limitierend bei Solarstrom ist die Spannung, nicht die Stromstärke. Sie 

darf nur plus/minus 10% von 230 V abweichen d. h. sie muss stets zwischen 207 und 253 V 

liegen. 

Um die Netzspannung zu steuern bzw. zu stabilisieren gibt es folgende Möglichkeiten: 

1. Abregeln des Solarstroms 

2. Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren (RONT’s) 

3. Spannungssteuerung über den Blindstrom (steigt die Netzspannung entzieht man 

dem Netz Blindstrom, was spannungssenkend wirkt und umgekehrt, wenn die 

Netzspannung sinkt) 

Fazit: Eine ähnliche Dienstleistung können auch die von uns geplanten Umrichterstationen 

erbringen und nebenbei auch noch den Netzausbau im unterlagerten Netz reduzieren. 




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Es ist daher vollkommen falsch, die HGÜ-Verbindungen als Fremdkörper im bestehenden 

Drehstromsystem zu diskreditieren. 

22.16. (noch Technik, Seite 5 oben) Muffenlose Kabel sollten möglichst lang sein. Bei 

Seekabeln ist das z. B. Stand der Technik. Aus produktionstechnischen Gründen werden 

dabei 20-25 km lange Teilstücke industriell zu beliebig langen Längen vermufft und 

abgeprüft. Überträgt man das Prinzip auf Landkabel, wie wir es gemacht haben, sind 

Biegeradien, Brückenhöhen und Binnenschiffsbreiten die Längen begrenzenden Faktoren. 

Erdacht haben die Japaner das Prinzip in den neunziger Jahren unter dem Begriff „super 

long lenght cable“ (Quelle: Kabelanlagen für Hoch- und Höchstspannung von 

Peschke/v.Olshausen, Siemens) Überträgt man das System auf Aluminiumkabel mit einem 

Querschnitt von 2.500 mm² so ergeben sich für ein 3 km langes Kabel 63 to schwere 

Kabeltrommeln von fast 9 m Durchmesser, die man beispielsweise gerade noch im 

Küstenkanal bei Oldenburg transportieren kann. Wir haben für das Westküstenkabel die 75 

m lange Kammerschleuse der Eider im Blick gehabt. Hier passt ein Binnenschiff mit bis zu 7 

Kabeltrommeln hinein. 

Die Kabeltrommeln können deutschlandweit betrachtet über Wasserstrassen bis zum 

Lastzentrum Mannheim/Ludwigshafen und über die Donau bis ins Schwarze Meer 

transportiert werden. Unser Vorschlag ist die Kabelverlegung im Nahbereich entlang dieser 

Wasserstraßen, weil sich auch hier alle Großverbraucher, Hütten, Häfen, Kraftwerke, 

Raffinerien, Bahnumformer und auch Kabelfabriken angesiedelt haben. Die Kabel sollen 

nach dem Anlanden der Trommeln über teilweise elektrisch angetriebene Rollen zur nahe 

gelegenen Baustelle transportiert werden. 

Auch der Transport über Autobahnen ist mit Tiefladern möglich, allerdings nur mit 

Ausnahmegenehmigung als Schwerlast mit Überbreite. Der Transport über Kabelrollen ist 

Stand der Technik. Die Druckbelastung auf den Boden ist mit 20 kg pro Meter Kabel 

vernachlässigbar gering (8-mal weniger als ein Mensch). Das Kabel selbst unterliegt keinen 

Zugbeanspruchungen. Die Transportgeschwindigkeit haben wir mit normaler 

Schrittgeschwindigkeit also 6 kmh angenommen. 

Zu Ihren Zweifeln zum Abrollen der Kabel im Einzelnen: 

• Strassenkreuzungen: Eine Straßenkreuzung wird mit einem 3 km langen Kabel in etwa 

einer halben Stunde durchfahren. Das behindert den Verkehr. Zum Vergleich: Insgesamt 

steht jeder Bundesbürger jährlich 65 Stunden im Stau. http://www.ihknuernberg.de/de/media/PDF/Standortpolitik-und-Unternehmensfoerderung/Verkehr/Wiefluessig-sind-unsere-Autobahnen-wirklich-Rede.pdf 

• Bahntrassen: Man kreuzt sie sofern nötig in Kenntnis des Fahrplans. Die Strecke 

Hamburg-Niebüll wird z. B. im Stundentakt befahren. 

Die nachstehenden Punkte beziehen Sie vermutlich nicht auf den Kabeltransport, sondern 

auf die Bettung der Kabel in Flüssigboden: 

• Streusiedlungen: Wo genau liegt hier das Problem? 

• Gewässer: Unterfahrung im Rohrvortrieb oder Überquerung mit Grünbrücken 




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• Auen: Eröffnung mit Grabenfräse oder Minibagger, Grabenbreite 50 cm, Renaturierung 

• Knicks: dto. 

• Nutzungskonkurrenten: Unterfahrung im Rohrvortrieb 

• Grundwasserspiegel: Flüssigboden ist gesättigt und vertreibt Wasser. Alternativ 

Absaugung mit Filterpumpen in Vorfluter. Würden wir im Extremfall einen 3 km langen 

Graben komplett abpumpen, geht es bei 1 m Wasserhöhe und 0,5 m Grabenbreite um 

1.500 m³ Wasser, die beispielsweise mit einer Flugfeldlöschpumpe mit 10.000 l/min in 

weniger als drei Stunden abgepumpt sind, wobei neues Wasser nur auf einer Fläche 

von 1.500 m² nachläuft. Die Kabel werden aber abschnittsweise eingebettet. 

Die Infranetz AG ist als Gutachter für Flüssigboden zertifiziert. 

22.17. (noch Technik, Seite 5 oben) Sie kritisieren hier angebliche Behauptungen bzgl. der 

Machbarkeit unseres Konzeptes, die angeblich fehlende Berücksichtigung der 

spezifischen Situation in Schleswig-Holstein und Aussagen zur Kabellebensdauer. 

Dazu Folgendes: 

• Machbarkeit 1: Der Einsatz von Flüssigboden aus originärem Bodenmaterial bei der 

Bettung von Erdkabel ist wissenschaftlich von der Hochschule Regensburg gesichert 

und auch an vielen Projekten positiv erprobt, u.A. bei der Verlegung von 

Hochspannungskabeln in Flüssigboden in Frankfurt/Kelsterbach durch Siemens. 

Flüssigboden wird auch für die Bettung von Telekomkabeln, Trinkwasserleitungen, 

Abwasserleitungen und Fernwärmeleitungen verwendet, selbst zur Deponieabdichtung 

und sogar als Hochwasserschutz im Deichbau. Die Flüssigbodentechnik entspricht allen 

Anforderungen des Kreislaufwirtschaftsgesetzes vom 01.06.2012 in Bezug auf den 

Schutz der Böden und des Grundwassers und bietet neue planerische Lösungen. 

Insbesondere erfordert diese Technik keine breiten Gräben mit entsprechend 

aufwendigem Verbau, weil kein Mann mehr, z. B. zum Verdichten, in den Graben muss. 

Baustellenerfahrungen liegen seit den 90er Jahren vor und das Verfahren gehört seit 

2000 zum anerkannten Stand der Technik. Es wird auch in vielen anderen Ländern wie 

z.B. in der Schweiz, in Schweden, in England, in Polen und in der CR angewandt. 

• Machbarleit 2: Muffenlose Kabel sind ebenfalls Stand der Technik. Seekabellängen 

sind lediglich durch die Größe der fabrikinternen Drehteller und Entgasungskammern 

begrenzt. Ansonsten könnte man sie im Endlosverfahren extrudieren. Man fertigt sie in 

Längen von 20-25 km und vermufft sie dann in der Fabrik bis zur Kapazitätsgrenze der 

Schiffsdrehteller. 

• Machbarkeit 3: Kabelmodule mit fertig angeschlagenen Endverschlüssen als 

abgeschlossenes elektrisches System herzustellen ist ein Vorschlag der Infranetz AG. 

Der Vorschlag stellt aber auch nur den machbaren Stand der Technik dar. Üblicherweise 

werden Endverschlüsse wie Muffen im Feld in einem sog. Muffencontainer 

angeschlagen. Nach unserem Vorschlag findet dieser Prozess unter 

Reinraumbedingungen in der Kabelfabrik statt, ähnlich der Muffenmontage bei 

Seekabeln, was aber lediglich eine Qualitätsverbesserung ist und kein technisches 

Neuland darstellt. 

• Machbarkeit 4: Integrierte Lichtwellenleiter sind auch kein Neuland. Insbesondere bei 

Seekabeln sind sie Standard, dienen dabei allerdings mehr der Datenübermittlung. Das 

NKT-Monitoring System ValCap nutzt integrierte Lichtwellenleitern zum Monitoring der 

Kabeltemperatur und der Druckverhältnisse im Kabel und zur schnellen Fehlerortung. 




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• Die spezifische Situation in Schleswig-Holstein kennen wir schon seit 2003, als uns 

bei der Projektierung unseres Windparks „Amrumbank West“ von Ihrem Hause die 

Genehmigung zur Kabelverlegung durch das Klotzenloch verweigert wurde, obwohl es 

1:1 der bereits vormals genehmigten „Viking“ Route entsprach. Wir wurden damals 

gezwungen die mittlerweile realisierte Büsum/Brunsbüttel Landkabelroute zu planen und 

haben dabei im Rahmen der „Offshore Trassenplanungsgesellschaft“ OTP zusammen 

mit Fa. Winkra und Fa. Multikabel weit über 400 Grundstückseigentümer unter Vertrag 

genommen. Diese Route war komplett drainiert und wir mussten den Dithmarscher 

Landwirten zusichern, die Drainagen komplett neu aufzubauen. Wir kennen also das 

Land, die Leute und auch die Grundwasserverhältnisse, auf die Sie vermutlich 

angespielt haben. Gerade aus letzterem Grund ist das minimalinvasive Infranetz 

Grabensystem so interessant. Im Prinzip ähnelt es einer Drainageverlegung. 20 m breite 

Drehstromtrassen sind unter den Grundwasserverhältnissen natürlich nicht das Mittel 

der Wahl. 

• Zur Kabellebensdauer schreibt Prof. Noack von der TU-Ilmenau in seiner Publikation 

aus 2005: „Die Lebensdauer von heutigen VPE-Kabeln reicht weit über 40 Jahre.“ Das 

war wie gesagt 2005. Mittlerweile wurde die Kabeltechnik und auch die Technik der 

Garnituren kontinuierlich weiterentwickelt, wie uns bei einem Seminar im Haus der 

Technik am 06.11.12 zum Thema „Garnituren für Energiekabel“ bestätigt wurde. Auch 

das Anschlussseminar am darauffolgenden Tag zum Thema „Innovative Lösungen bei 

Land-und Seekabeln“ hat das bestätigt. Ein drittes Seminar am 26.11.12 im HDT 

beschäftigte sich mit dem Thema „Neue Materialien für extrudierte 

Hochspannungssysteme für die Gleich-und Wechselspannungsanwendung“. Auch 

dieses Seminar hat unsere Prognose bestätigt. Lebensdauer verlängernd wirkt sich 

auch aus, dass Gleichstromkabel nur mit max. 70° C betrieben werden und auch die 

üblichen Wechselstromprobleme wie Gleitentladungen, innere Kabelfehlstellen wie 

Lunker oder Gaseinschlüsse oder Spannungsspitzen weniger ins Gewicht fallen. 

Letzlich muss man in die Lebensdauerbetrachtungen auch die exzellente Wärmeabfuhr 

durch den Flüssigboden mit Bentonitzusätzen und darin kristallin eingebundenem 

Wasser einbeziehen. Dieser nicht schrumpfende elastische Boden lässt um die Kabel 

keine Zwickel- oder Ringspaltbildung zu, die die Wärmeabfuhr behindern könnten. Alle 

diese Aspekte haben uns im Zusammenspiel mit dem Infranetz Konzept der 

Reinraumfertigung von elektrisch abgeschlossenen Kabelmodulen incl. der 

automatischen Konditionsüberwachung über integrierte Lichtwellenleiter zu der sicher 

nicht unberechtigten Prognose von 80 + x Jahren Kabellebensdauer geführt. Wir haben 

uns dem Thema Lebensdauer sehr intensiv genähert, weil in allen Konsultationen 

geradezu Mantrahaft von max. 40 Jahren Lebensdauer für Kabel gegenüber 80 Jahren 

bei Freileitungen gesprochen wurde. Das hat uns stutzig gemacht. Dabei haben wir 

dann auch festgestellt, dass Freileitungen nach 40 Jahren neu beseilt werden müssen 

und die Masten einen komplett neuen Korrosionsschutz bekommen, was einem Neubau 

gleichkommt und nicht zuletzt auch zur kompletten Abschaltung der Leitungsstrecke 

über viele Monate führt. 

22.19. (noch Technik, Seite 5 Mitte) Im letzten Satz zum Thema Technik schreiben Sie 

einen bemerkenswerten Satz: „Schließlich gibt es bislang keine nach Infranetzmethode in 

schmalen Gräben mit Flüssigboden verlegte VPE-Gleichstrom-Höchstspannungskabel, die 

bereits über Jahrzehnte in Verwendung sind und dies bewiesen haben“. 

Mit dieser Argumentation könnte man nun jede technische Innovation erschlagen! 




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23

In der Sache haben Sie zwar recht, das Infranetz als solches ist noch nicht gebaut. Es ist 

aber auch keine neue Erfindung, sondern nur ein System, das lediglich verschiedene 

Disziplinen bekannter und erprobter Technik zusammenführt. 

Vergleichbare Projekte hinsichtlich Microtrenching, Flüssigbodenbettung, lange Seekabel, 

HGÜ-Stationen, Reinraumfertigung gibt es jedoch zuhauf. 

23. Zur Wirtschaftlichkeit (Seite 5 Mitte) 

23.1. Wenn man den Offshore- und den Onshorewindstrom, sowie den norwegischen Strom 

und jetzt auch noch den dänischen Strom über Schleswig-Holstein hinaus nach Bayern 

bringen will, dann muss man auch länderübergreifend denken. 

Wir haben das getan und den anliegenden alternativen Netzausbauplan auf Basis des 

Bundesbedarfsplans entworfen. 

In diesem Plan nimmt Schleswig-Holstein insofern eine Sonderrolle ein, weil hier 9 Gigawatt 

eingesammelt werden sollen, die dann über lediglich 2 x 1,3 GW HGÜ-Freileitungen nach 

Süden abgeführt werden sollen. Unser Plan sieht daher im ersten Step wenigstens 3 GW 

vor. 

Das Einsammeln setzt eine vergleichsweise größere Anzahl von HGÜ-Stationen voraus, die 

den Kostenansatz für Schleswig-Holstein für sich betrachtet erhöht. 

Im Bundesschnitt relativiert sich das aber derart, dass die dargestellte bundesweite HGÜ- 

Erdkabeltrasse bis zum südlichen Lastzentrum bei Mannheim mit 1,86 Mio. Euro/km sogar 

billiger ist als die umstrittenen Freileitungstrassen. 

Die Gesamtkosten des Konzeptes belaufen sich auf ca. 6 Mrd. Euro incl. 6 neuer 

Kabelfertigungsanlagen und incl. der kostengünstigen Beilegung von Glasfaserkabeln zur 

Breitbandvernetzung von Niebüll bis Mannheim. 

Wir verweisen hier auf die anliegende diesbezügliche Excel Tabelle und unsere 

Pressemitteilung. 

Ihr Kostenansatz von 1,2 bis 1,6 Mio. Euro/km deckt sich im Übrigen nicht mit der IZES- 

Studie, die ein teilverkabeltes Freileitungssystem mit 1,81 bis 2,45 Mio. €/km beziffert 

(IZES Studie 2011, Seite 56). 

Die Teilverkabelung, um die Sie zumindest im Bereich der Eiderniederung wohl kaum 

herumkommen, treibt diese relativen Kosten nach oben, was allerdings auf die Ausführung 

in Drehstromtechnik zurückzuführen ist. Unser System ist deutlich einfacher. 

Ehrlicherweise gehören aber auch noch andere externe Kosten dazuaddiert wie z.B.: 

• Gemeindeumlage von 40.000 Euro pro km nach § 5 der Stromnetzentgeltverordnung 

• Vogelschutzmaßnahmen 

• Ausgleichsmaßnahmen für den erheblichen landschaftserheblichen Eingriff 

• Prozesskosten für die Einweisungen in andere Besitzverhältnisse (vulgo: Enteignungen) 

• Konsultationskosten 

• Verzögerungskosten nach der bekannten IZES-Studie 2011 Seite 90 




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Zu Ihrem Unterpunkt 1: Offenbar beherrschen wir den Dreisatz noch. Der 

Schaltanlagenhersteller hat das Ergebnis mit 84 Mio. Euro für eine 1 GW HGÜ-Station 

jedenfalls bestätigt. Dass er sich im Rahmen des Fachgespräches nicht festlegen wollte, 

gehört zu den selbstverständlichen kaufmännischen Gepflogenheiten. Unser Kostensatz 

war vermutlich auch zu hoch. Wir hatten uns da auf die sichere Seite gelegt. Wenn die 

TenneT und auch die Bundesnetzagentur für eine 0,9 GW Station 117 bis 200 Mio. Euro 

veranschlagen, sagt das nur etwas über die Marge aus, die man bereit ist den Herstellern 

zuzugestehen. 

Die von uns angesetzten 84 Mio. Euro pro GW Station beinhalten auch die Schaltanlagen 

und die Baustraßen ab der nächstgelegenen Bundes- oder Landstraße. Pauschal haben wir 

für Straßen und Straßenreparaturen insgesamt 7,2 Mio. Euro angesetzt. 

Für Ausgleichsmaßnahmen insgesamt 432.000 Euro. 

Wenn die Kosten für Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nicht feststellbar sind, beschränkt 

sich die Ersatzzahlung auf höchsten 7 Prozent der Investitionssumme (§ 6 Abs. 1 Satz 1 

NAGBNatSchG). Da es sich hinsichtlich des naturschutzfachlichen Eingriffs nur um drei 

Hallen mit 3 x 4.700 m² = 14.100 m² für insgesamt 2.368.800 Euro (168 €/m²) handelt, 

liegen die Kosten der Ausgleichsmaßnahme bei ca. 165.816 Euro. Rechnet man 6 Hallen 

betragen die Ausgleichszahlungen 331.632 Euro. 

Mit 432.000 Euro für Ausgleichsmaßnahmen liegen wir also im grünen Bereich. 

Richtig ist, dass netztechnisch sechs statt drei Konverter notwendig sind. Wie bereits oben 

erwähnt, muss man aber die drei Konverter in Brunsbüttel oder Wilster rechnerisch der 

geplanten HGÜ-Nord Süd Trasse zuschlagen. 

Zu Ihrem Unterpunkt 2. Leider haben wir für unsere Kostenschätzung keine Firmen 

gefunden, die nicht am Vertrieb interessiert sind. Firmen, die kein Gewinnstreben haben, 

werden vom Finanzamt steuerlich auch nicht lange geduldet. Selbst die TenneT strebt nach 

Gewinn. 

Zur Sache: Wir haben verschiedene deutsche Tiefbaufirmen angefragt und auch die 

Bodenverhältnisse mit Marsch und Geest entsprechend der nachstehenden 

Bodenkartierung vorgegeben. 

http://www.umweltdaten.landsh.de/nuis/upool/gesamt/geologie/boden_sh.pdf 




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Sicherheitshalber haben wir eine durchschnittliche Bodenklasse von 5 angefragt. (Schwer 

lösbare Bodenarten nach Bodenklassen 3 und 4, jedoch mit mehr als 30 Gew.-% Steinen 

von über 63 mm Korngrösse bis zu 0,01 m³ Rauminhalt. Ebenso nichtbindige und bindige 

Bodenarten mit höchstens 30 Gew.-% Steinen von über 0,01 m³ bis 0,1 m³ Rauminhalt 

sowie ausgeprägt plastische Tone, die je nach Wassergehalt weich bis fest sind). 

Die Fa. Kollmer aus Kirchthumbach in Bayern hat uns dafür ein Angebot gemacht, zunächst 

unverbindlich, wie es in diesem Projektstadium auch üblich ist. 

Wenn solche Angebote verbindlich werden müssen, dann werden bei diesem 

Auftragsumfang viele Tiefbaufirmen mitbieten und die Kosten bleiben schon deshalb im 

Rahmen. 

Zu Ihrem Unterpunkt 3. Die Transportkosten gehen auf ein längeres Telefonat mit einem 

Reeder zurück. Sicherheitshalber hat er die Berg- und Talfahrt über 500 km einkalkuliert. 

Der Kostenrahmen liegt auf der sicheren Seite. Die Fa. Rhenus-Midgard, mit der wir in 

Bremen gesprochen haben, sieht im Transport zudem kein Problem. 

Dass sich in unserer Kostenkalkulation die Kosten auf den Euro genau ergeben, liegt 

schlicht daran, dass sich die Summe in der vernetzten Excel Tabelle automatisch ergibt, 

wenn man 198 Kabelmodule durch eine Transportkapazität von 7 Kabeltrommeln teilt und 

das ganze mit 30.000 Euro pro Transport multipliziert. 

Zu Ihrem Unterpunkt 4. Die Kosten des condition monitorings haben wir aus einer Studie 

von Prof. Oswald von der TU-Hannover aus 2007 abgeleitet. 

Richtig, aber von der Methodik doch nicht falsch. Genau dafür sind solche Studien da. 

Auch hier haben wir uns auf die sichere Seite gelegt. Prof. Oswald rechnet bei einer 108 km 

langen Trasse mit 12 Kabeln pro Kabelkilometer mit 386 Euro, während wir den 

Kabelkilometer mit 1.000 Euro angesetzt haben. 

Die von Ihnen gewählten Begrifflichkeiten „Lehrbucheintrag“ und „ Dreisatz“ sollen 

vermutlich unsere Berechnungen diskreditieren. Wir können Ihnen aber versichern, dass es 

sich bei der Studie von Prof. Oswald zur Salzburgleitung nicht um einen Lehrbucheintrag 

handelt und wir schon lange nicht mehr mit dem Dreisatz, sondern lieber mit 

Proportionalgleichungen arbeiten. 

Zu Ihrem Unterpunkt 5. Auch in diesem Punkt liegt ein Missverständnis vor. Offenbar 

haben wir das Prinzip noch nicht deutlich genug dargestellt. Dafür bitten wir um Nachsicht. 

Sie gehen davon aus, dass pro Doppelkabel zunächst alle 3 km eine Koppelstationen 

gesetzt wird und danach die Kabel auf den Zentimeter genau angefertigt werden. So ist das 

natürlich nicht und das wäre, wie Sie ganz richtig darstellen, planerisch und logistisch gar 

nicht zu leisten. 

Bei konventioneller Kabelverlegung mit unterirdischen Muffenbauwerken und cross-bonding 

Kästen im Abstand von 800-1.000 m wird erst das Kabel mit Überlängen von 2 x 3 m verlegt 

und an dieser Stelle dann das Muffenfundament eingeschalt und betoniert. Danach wird der 

Muffencontainer darübergehoben und die Kabel abgelängt und vermufft, wobei jedes Mal 

ein Kabelverschnitt von 6 m abfällt. 




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Bis auf die Muffen, die Muffenabstände, das Einschalen der Muffenfundamente, das 

Betonieren mit Ortbeton, den Kabelcontainer und den Kabelverschnitt ist der Ablauf beim 

Infranetz System ganz ähnlich. 

Die Infranetz Kabel haben bei einem gewähltem Leiterquerschnitt von 2.500 mm² eine 

Maximallänge von 3 km, die sich aus Biegeradien, Brückenhöhen und Schiffsbreiten ergab. 

Kürzere Längen, die sich aus örtlichen Gegebenheiten oder beispielsweise bei den 

Unterquerungen des NO-Kanals oder der Eiderniederung ergeben sind selbstverständlich 

möglich. 

Das ist der erste Freiheitsgrad. 

Der zweite Freiheitsgrad ergibt sich aus der Tatsache, dass, genau wie bei der 

konventionellen Verlegung, erst die Kabel verlegt werden und die Koppelstationen nach 

dem Verbinden der Kabelendverschlüsse über eine Sammelschiene die vorgefertigte 

Koppelstation einfach darüber gestülpt wird. 

Wir haben volles Verständnis dafür, dass das Westküstenprojekt später nicht in einem Zug 

mit Stuttgart 21, dem Berliner Flughafen oder gar der Elbphilharmonie genannt werden soll. 

Dass das Projekt, egal ob Freileitung oder Kabel, aber von Firmen gebaut wird, die am 

Vertrieb interessiert sind, können Sie nicht verhindern. Die TenneT mag sich vielleicht so 

darstellen, ist aber genau wie ihre Sublieferanten auch gewinnorientiert. Das darf man nicht 

vergessen. 

Weil Sie es wiederholt, erwähnen noch mal zu Ihrem Problem mit DIN-A4 Seiten. Das 

jüngste Papier zu den Sparplänen des Bundesfinanzministers über 6 Milliarden besteht 

auch nur aus einer DIN-A4-Seite. 

http://www.welt.de/print/die_welt/politik/article113147876/Wahlkampf-um-den-Haushalt.html 

Die Verdoppelung der Konverterstationen von drei auf sechs hatten wir schon mehrfach 

erklärt. Drei davon sind rechnerisch den Nord-Süd Verbindungen zuzurechnen. Würden Sie 

unserem anliegenden Vorschlag des bundesweiten Konzeptes nähertreten, dann reden wir 

über mindestens 22 Konverterstationen incl. den drei Stationen in Niebüll, Husum und 

Heide. In diesem Fall haben wir uns einen Mengenrabatt eingerechnet und die Stationen 

mit 80 statt 84 Mio. Euro angesetzt, was vermutlich auch noch viel zu hoch ist. 

Setzen Sie sich für diesen Plan ein, dann gehen die Kosten für den Systembereich 

Schleswig-Holstein im Grundrauschen unter. Unter diesen Voraussetzungen kann man für 

Schleswig-Holstein leicht auch noch eine Übertragungsleistungserhöhung über 9 GW statt 3 

GW heraushandeln. 

Mit diesem Plan ist dann auch der gegriffene Mehrkostenfaktor von 2,75 endlich vom Tisch. 




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Zum Schluß fragen Sie: Ist das Infranetz ein verantwortbares Konzept für die 

Westküste? 

Wir haben nun alle vorgebrachten Argumente widerlegt und fassen zusammen: 

1. Die Technik des Infranetz Vorschlages ist keine neue Erfindung. Der Vorschlag bündelt 

lediglich eine Reihe von erprobten, ausgereiften und sofort umsetzbaren technischen 

Konzepten. Diese Bündelung erhöht die Qualität und die Lebensdauer einer 

Kabelanlage. Das System stützt das vorhandene Netz in vorteilhafter Weise. 

2. Wirtschaftlich, und insbesondere bei der bundesweiten Betrachtung, ist das Infranetz 

billiger als das Freileitungskonzept und damit die wirtschaftlichere Lösung. 

3. Zeitlich gesehen ist das Infranetz System im Vorteil. Freileitungen können heute nur 

gegen den massiven Widerstand der Bevölkerung gebaut werden. Jahrelange 

Enteignungsprozesse werden den Bau verzögern und die Kosten höher treiben. 

4. Rechtlich ist das Infranetz Konzept mit den neuen Mehrheitsverhältnissen im Bundesrat 

umsetzbar. 

5. Politisch ist das Konzept verantwortbar, weil es bei den Bürgern, Wählern, 

Hausbesitzern, Naturschützern, Ornithologen, Landwirten, Eltern, Ärzten, usw. 94 % 

Akzeptanz genießt. 

Die Antwort müsste also ja sein. 

Sehr geehrter Dr. Habeck, 

ob wir Sie nun überzeugen konnten, wissen wir nicht. Wenn das aber der Fall ist, dann 

können Sie sich auch mit aller Kraft für das Konzept einsetzen und uns mit der TenneT und 

der Bundesnetzagentur zusammenbringen. Gern sind wir bereit, gemeinsam mit der 

TenneT das Projekt umzusetzen. 

Die von Ihnen empfohlene Förderinitiative „Zukunftsfähige Stromnetze“ betrifft, wie Sie ganz 

richtig feststellen, lediglich Projekte, die sich durch ein hohes wissenschaftliches und 

technisches Risiko auszeichnen. 

Das Infranetz bündelt lediglich erprobte, ausgereifte und sofort umsetzbare technische 

Konzepte und zählt daher nicht dazu. 

Die Initiative wird wohl den schnellen Einsatz von zukunftsfähigen Konzepten auf die lange 

Bank schieben. 

Das kann nicht wirklich in Ihrem und im Sinne der schleswig-holsteinischen Bürger sein. 

Sie haben es in der Hand, den Bundesbedarfsplan so umzugestalten, dass das 

Westküstenkabel in den gesamten Kostenrahmen mit eingebaut wird, weil das bedeutende 

Windstromlieferland Schleswig-Holstein als einer der Hauptgründe für die Nord-Süd 

Transferleitungen gilt. 

Die Umlage für den Netzentwicklungsplan wird nicht länderspezifisch aufgeteilt, sondern an 

alle deutschen Stromkunden weitergereicht. 




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Bitte geben Sie diese Gegendarstellung den Beteiligten im Dialogprozess ebenfalls zur 

Kenntnis. 

Auch wir bedanken uns für Ihren Einsatz und Ihr Engagement in dieser Sache. 

Hochachtungsvoll 

Ingo Rennert, Aufsichtsratsvorsitzender der Infranetz AG 

Müden/Aller d. 27.01.13 




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Infranetz

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