Infranetz
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muffenlose Erdkabelsysteme <strong>Infranetz</strong><br />
Aktiengesellschaft<br />
<strong>Infranetz</strong> AG - Auf der Dyckhorst 1 – 38539 Müden a.d. Aller<br />
Ministerium für Energiewende,<br />
Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume<br />
Mercatorstrasse 3<br />
24106 Kiel<br />
Westküstenkabel 27.01.2013<br />
Sehr geehrter Dr. Habeck,<br />
wir danken für die schnelle und umfangreiche Stellungnahme vom 23.01.2013 zu unserem<br />
Vorschlag einer Westküstenverkabelung.<br />
Natürlich sind wir vom Ergebnis nicht überrascht. Da nun aber alle Argumente auf dem<br />
Tisch liegen, können wir gezielt darauf eingehen.<br />
Wir haben uns entschlossen, Ihre Fragen und Kommentare in der von Ihnen gewählten<br />
Reihenfolge zu antworten:<br />
1. Unsere Projektunterlagen bestehen nur aus einer Excel Tabelle und einer Skizze!<br />
Eine aufwendige Kartierung der Raumwiderstände, wie sie bei Freileitungsplänen<br />
unerlässlich ist, war im Fall unserer minimalinvasiven Erdkabeltrasse mit lediglich 50 cm<br />
breiten Kabelgräben naturgemäß nicht notwendig.<br />
Die Komprimierung auf eine DIN-A4 Seite war positiv gemeint. Wir wollten das Projekt<br />
übersichtlich gestalten und Ihre Zeit nicht unnötig beanspruchen.<br />
Schon Kennedy hat erkannt, dass alle Probleme auf eine DIN A 4 Seite passen. Wir haben<br />
das Prinzip nur weiterentwickelt und auch noch die Lösung untergebracht.<br />
2. Ist das <strong>Infranetz</strong> Konzept explizit für die Westküste technisch sinnvoll?<br />
Eindeutig ja, könnte es doch eine Art „Leuchtturmprojekt“ für die Energiewende werden.<br />
Technisch gesehen könnte man an den 480 geplanten Maststandorten besser neue<br />
Windkraftanlagen aufstellen und das an einem der besten Windstandorte Deutschlands in<br />
optimaler Windrichtung. Würde man auch nur die Hälfte realisieren, entspräche das 3<br />
Offshore-Standorten mit je 80 Anlagen.<br />
Windkraftanlagen bringen den Landwirten nebenbei gesagt bis zu 45.000 Euro jährlich,<br />
während ein Maststandort mit 3.000 Euro (einmalig) „honoriert“ wird.<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
Auf der Dyckhorst 1<br />
38539 Müden Aller<br />
Tel.: 05375-6814<br />
Mobil: 0170 77 20 341<br />
www.infranetz.de<br />
Aufsichtsrat: Ingo Rennert (Vorsitz)<br />
Sabine Rennert, Swantje Nakata<br />
Vorstandsvorsitzender:<br />
Dipl.-Wirtsch.Ing. Claus Rennert<br />
Registergericht: Braunschweig<br />
Handelsregisternr.: 203 645<br />
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3. Ist das <strong>Infranetz</strong> Konzept explizit für die Westküste ausgereift?<br />
Die Technik des <strong>Infranetz</strong> Vorschlages ist keine neue Erfindung. Der Vorschlag bündelt<br />
lediglich eine Reihe von erprobten, ausgereiften und sofort umsetzbaren technischen<br />
Konzepten.<br />
Diese Bündelung erhöht die Qualität und die Lebensdauer einer Kabelanlage erheblich.<br />
Das System stützt zudem das vorhandene Netz in vorteilhafter Weise, wie wir später noch<br />
genauer erklären.<br />
Hier noch einmal der offizielle Internet link für IGBT-betriebene Anlagen bis 2015.<br />
http://de.wikipedia.org/wiki/Liste_der_HG%C3%9C-Anlagen<br />
Ansonsten hat die TenneT schon HGÜ-Erdkabel in Schleswig-Holstein verlegt.<br />
4. Trägt das <strong>Infranetz</strong> Konzept rechtlich durch?<br />
Nach der Niedersachsenwahl schon. Der Bundesrat könnte jetzt mitbestimmen, wo es<br />
langgeht.<br />
5. Ist das <strong>Infranetz</strong> Konzept zeitlich vergleichbar rasch umsetzbar?<br />
Möglicherweise sogar schneller als Freileitungen.<br />
Wir werden in diesem Schreiben alle Gegenargumente sorgfältig widerlegen. Sollte es uns<br />
gelingen, Sie zu überzeugen, dann überzeugen Sie bitte mit uns die Fa. TenneT von der<br />
Westküstenverkabelung und führen Sie einen entsprechenden Kabinettsbeschluss herbei.<br />
Aus unserer Sicht könnte das noch im Februar passieren. Danach können die<br />
Vorplanungsarbeiten sofort beginnen.<br />
Das Planfeststellungsverfahren wird auf jeden Fall deutlich kürzer werden, sind doch bei<br />
dem minimalinvasiven <strong>Infranetz</strong>konzept keine wesentlichen Raumwiderstände zu<br />
überwinden und Bürgerproteste auch nicht.<br />
In Helgoland haben wir am 30. August einen solchen historischen Moment miterleben<br />
dürfen.<br />
Als die Haftungsregelung für Offshore durch das Bundeskabinett war, wurden die Verträge<br />
für den Helgoland Cluster vor unseren Augen unterschrieben und am nächsten Tag wurde<br />
der erste Rammschlag ausgelöst.<br />
Die 600 km Kabel, die für das Westküstenkabel erforderlich werden und auch den Zeitplan<br />
bestimmen, sind zumindest auf dem Weltmarkt verfügbar.<br />
Sie werden auch nicht sofort benötigt und auch nicht alle auf einmal.<br />
Nur für unser anliegendes bundesweites Konzept sind sicher neue Extrusionslinien<br />
erforderlich.<br />
Diese geschätzten sechs Linien mit vielen neuen qualifizierten Arbeitsplätzen würden sich<br />
z.B. im Elbehafen Brunsbüttel an der Stelle der ehemals geplanten Kohlemeiler gut<br />
ausmachen.<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
Auf der Dyckhorst 1<br />
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6. Ist das <strong>Infranetz</strong> Konzept im Kostenrahmen?<br />
Eindeutig ja. Ursprünglich sind wir von einem Kostenrahmen von 790 Mio. Euro für das<br />
Westküstenkabel ausgegangen, weil wir die Stationen in Brunsbüttel und Wilster mit<br />
einbezogen haben. Nach dem Bundesbedarfsplan sind aber diese Stationen dem 2 x 1,3<br />
GW Korridor Richtung Grafenrheinfeld und Großgartach zugeordnet, sodass wir sie<br />
herausgenommen haben, was dann zu Kosten unterhalb 500 Mio. Euro incl. einer<br />
Kabelfabrik geführt hat.<br />
Letztlich sind wir dann noch weiter gegangen und haben mit anliegender Skizze ein<br />
bundesweites Gesamtkonzept einschließlich Westküstenkabel entworfen, weil der<br />
Netzausbau alle betrifft.<br />
In diesem Konzept ist die HGÜ-Vollverkabelung mit Kosten von 1,86 Mio. Euro/km billiger<br />
als teilverkabelte Freileitungen mit 1,81 bis 2,45 Mio. €/km (IZES Studie 2011, Seite 56).<br />
Es gehören aber auch noch andere externe Kosten dazuaddiert wie z. B.:<br />
• Gemeindeumlage von 40.000 Euro pro km nach § 5 der Stromnetzentgeltverordnung<br />
• Vogelschutzmaßnahmen<br />
• Ausgleichsmaßnahmen für die landschaftserheblichen Eingriffe<br />
• Prozesskosten für die Einweisungen in andere Besitzverhältnisse (vulgo: Enteignungen)<br />
• Konsultationskosten<br />
• Verzögerungskosten nach der bekannten IZES-Studie 2011 Seite 90<br />
Es wird bei einem bundesweiten Konzept immer Teilstrecken geben, die schwieriger und<br />
teurer sind als andere. Beispielsweise ist die Querung der beiden Lastzentren Ruhrgebiet<br />
und das Chemiedreieck bei Mannheim Ludwigshafen nicht ganz trivial. Nicht zuletzt auch<br />
die Westküste von Schleswig-Holstein als Sammelgebiet für die abzutransportierende<br />
Onshore Windkraft, was eine höhere Stationsdichte erfordert.<br />
Aus diesem Grund ist es sinnvoll, ein solidarisches Gesamtkonzept zu entwickeln und nicht<br />
die Westküste getrennt zu betrachten.<br />
7. Der Netzbetreiber hat die nötigen Kompetenzen.<br />
Unseres Wissens ist TenneT nicht zertifiziert.<br />
Die meisten Übertragungsnetzbetreiber sind zudem rein privatwirtschaftlich organisiert.<br />
50 Hertz gehört z. B. zu 40 % einem australischen Hedgefonds und Amprion zu 74,9 %<br />
diversen Finanzinvestoren, alles Leute, die überhaupt keine Kompetenzen haben und stets<br />
nur an der Wartung sparen wollen (Mehdorn Effekt).<br />
8. Der Netzbetreiber ist für einen sicheren Netzbetrieb verantwortlich und haftbar.<br />
Tatsächlich sieht es so aus, dass stets nur der Stromkunde haftet. Jüngstes Beispiel ist die<br />
Haftungsregelung für die n-0 Netze im Offshorebereich.<br />
Wir hatten frühzeitig, und zwar bereits in 2003 eine Ringleitung vorgeschlagen und bei der<br />
Netzagentur diesen Vorschlag mehrfach aber vergeblich wiederholt.<br />
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Eine Ringleitung hätte die Betriebsausfallkosten erheblich minimieren können. Jetzt trägt sie<br />
der Stromkunde. Auch eine Lösung.<br />
9. Das <strong>Infranetz</strong> ist zu unausgereift.<br />
Angesichts der vielen, weltweit bereits realisierten HGÜ-Projekte ist der Begriff<br />
„unausgereift“ aus unserer Sicht fehl am Platze.<br />
Tatsächlich verhält es sich so, dass die Entwicklung von Kabeln und Garnituren seit den<br />
sechziger Jahren kontinuierlich vorangeschritten ist, sodass diese Technik seit Langem<br />
serienreif ist und auch immer kostengünstiger und verlustärmer wird.<br />
10. Das <strong>Infranetz</strong> genügt den Anforderungen an Kalkulierbarkeit nicht.<br />
Wir haben die Massen und Kabellängen berechnet und die Unterquerungen von Eider, NO-<br />
Kanal und auch von Straßen und Bahnlinien kalkuliert.<br />
Wir haben den Flächenverbrauch der HGÜ-Stationen angegeben und die Renaturierung<br />
und den Rückbau der Oberfläche taxiert.<br />
Baustelleneinrichtungen und Verkehrssicherungsmaßnahmen haben wir abgeschätzt und<br />
sogar den Einbau von Glasfaserkabel vorgesehen. Selbst das Scannen von Kampfmitteln<br />
haben wir nicht vergessen.<br />
11. Das <strong>Infranetz</strong> genügt den Anforderungen an schnelle Verfügbarkeit nicht.<br />
Schnelle Verfügbarkeit bekommt man nicht gegen den Willen der Bevölkerung.<br />
Die Bürger wollen einfach keine neuen Gigamasten und das aus vielen guten Gründen.<br />
Der Immobilienwert sinkt schlagartig um 30 %, der Tourismus leidet und auch die<br />
Gesundheit, insbesondere die der Kinder.<br />
Leute werden enteignet oder müssen jahrelang prozessieren, die demokratischen<br />
Grundrechte werden zurückgebaut, etc.<br />
Eigentum ist ein hohes Gut. Energiewende ja, aber nicht so.<br />
Zitat von Martin Groll, Tennet am 02. Oktober in Hamburg, 8:15 Uhr im Haus der<br />
patriotischen Gesellschaft: „Wenn die Bauern nicht mitziehen, dann werden sie eben<br />
enteignet“<br />
Zitat W.Jürgens, Michaelisdonn vom 25.01.13: „Mit viel Ärger und Aufwand mussten wir<br />
unter Androhung einer Zwangsenteignung den 4 Offshore - Trassen von EON / TenneT<br />
zustimmen“<br />
Setzen Sie auf Erdkabel und alles geht viel schneller. Die Akzeptanz liegt bei 94 %.<br />
12. Das <strong>Infranetz</strong> genügt den Anforderungen an technische Sicherheit nicht.<br />
Erdkabelanlagen sind deutlich sicherer als Freileitungen. An Freileitungen sterben jährlich<br />
Menschen, entweder bei Baumfällarbeiten oder durch Ballonanflug, durch Hubschrauber<br />
oder mit anderen fliegenden Objekten. Nachstehend einige wenige Beispiele:<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
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• Ballonanflug, Ibbenbüren 1999, 4 Tote<br />
• Ballonanflug, Österreich 2003, 1 Toter<br />
• Hubschrauberanflug, Karlsruhe 1977, 3 Tote<br />
• Hubschrauberanflug, Rheinland-Pfalz 2012, 1 Toter<br />
• Hubschrauberanflug, Teisendorf 2012, 4 Tote<br />
• Hubschrauberanflug, Schwäbisch-Hall, 2013, 1 Toter, usw.<br />
Die Angabe der Verletzten würde hier den Rahmen sprengen, ist aber unter www.bfuweb.de<br />
zu erfahren.<br />
13. Die <strong>Infranetz</strong> Kostenangaben sind sehr grobe Schätzungen.<br />
Wir sind uns sicher, dass die TenneT beim derzeitigen Projektstand auch noch keine<br />
Kostenfeinplanung vorgelegt hat, zumal weder die Trassenführung feststeht noch klar ist,<br />
wie man durch die Eiderniederung kommt.<br />
Diesen Vorwurf weisen wir daher nachdrücklich zurück. Wir können Ihnen aber einige<br />
Beispiele für sehr grobe Fehleinschätzungen geben:<br />
• Stuttgart 21; von 2,8 Mrd. in 2004 auf 6 Mrd. Euro in 2013<br />
• Flughafen Berlin; von 2,8 auf 4,3 Mrd. Euro<br />
• Elbphilharmonie; von 77 auf 575 Mio. Euro<br />
14. Die Kabelfabrik ist noch nicht mal geplant geschweige denn gebaut.<br />
Wie bereits unter Punkt 5 erwähnt ist der Neubau einer Kabelfabrik allein für das<br />
Westküstenkabel nicht zwingend erforderlich. Die dafür erforderlichen Kabelmengen sind in<br />
den nächsten Jahren zumindest auf dem Weltmarkt vorhanden. Das Angebot folgt immer<br />
der Nachfrage. Gleichwohl haben wir die Kosten für eine Kabelfabrik eingestellt. Im<br />
Wesentlichen bestimmen aber die Lieferzeiten der HGÜ-Stationen mit 36 Monaten den<br />
Zeitplan.<br />
15. Die zur Anwendung kommende HGÜ-Netztechnik ist im bestehenden Verbund<br />
nicht Stand der Technik. (Seite 2)<br />
Die HGÜ-Anlage in Büttel speist in das Netz und ist nach unserer Einschätzung Stand der<br />
Technik.<br />
Hinsichtlich des gesamtdeutschen Verbundnetzes geht es im ersten step um den Transport<br />
des Windstroms (offshore und onshore) von der Küste nach Süddeutschland. Mittel der<br />
Wahl sind hier Punkt zu Punkt Verbindungen, die man später nach Serienreife der<br />
Gleichstromschalter auch untereinander und auch mit dem bestehenden Verbundnetz<br />
verschalten kann.<br />
Wir hatten dazu folgerichtig auch den Platzbedarf für diese zukünftigen Schalter mit 100 m²<br />
pro Schalter eingeplant.<br />
In unserer anliegenden bundesweiten Planung haben wir das Westküstenkabel gleich mit<br />
einbezogen, weil das Netz nicht in Brunsbüttel aufhört.<br />
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Die Auftrennung der Netzstruktur in Westküste und Restdeutschland mag dem föderalen<br />
Gedanken Rechnung tragen, ist aber technisch wenig sinnvoll.<br />
16. Nicht nur in Deutschland, sondern weltweit gibt es keinen vergleichbaren<br />
Einsatzfall. (Seite 2)<br />
Das ist unseres Erachtens so nicht richtig. Hier nur einige wenige Beispiele:<br />
• Das NorNed Kabel verbindet das norwegische Drehstromnetz mit dem<br />
niederländischen.<br />
• Das BritNed Kabel verbindet das britische Drehstromnetz mit dem niederländischen.<br />
• Das Pyrenäenkabel soll das französische Drehstromnetz mit dem spanischen verbinden.<br />
• Die parkinternen Drehstromnetze aller Offshore Cluster werden über HGÜ-<br />
Kabelverbindungen mit dem landseitigen Drehstromnetz verbunden.<br />
17. Die von uns beispielhaft genannte „Murraylink“ Verbindung in Australien ist mit<br />
150 kV technisch wesentlich unproblematischer als das vorgeschlagene 320 kV<br />
Westküstenkabel. (Seite 2)<br />
Der Begriff „Wesentlich“ trifft hier nicht zu. Es ist die gleiche Technik nur auf anderem<br />
Spannungsniveau.<br />
Die 320 kV SylWin Offshore Anbindung bis Büttel war unseres Wissen nicht „wesentlich“<br />
problematisch. Warum also so zögerlich bei unserem Projektvorschlag?<br />
Umgekehrt betrachtet steigert jedes realisierte Projekt die Lernkurve, sodass die HGÜ-<br />
Technik an sich immer unproblematischer wird.<br />
18. Die „Murraylink“ verbindet nur zwei regionale Netze und dient nicht zum<br />
Einsammeln von regional erzeugtem Windstrom in einem vermaschten Netz. (Seite 2)<br />
Das ist korrekt. Das System war dafür aber auch nicht ausgelegt. Legt man ein HGÜ-<br />
System entsprechend aus, wie wir es auch vorgeschlagen haben, dann geht das auch.<br />
19. Bei den von uns zitierten Offshore Anbindungen handelt es sich um klassische<br />
Kraftwerksanschlussleitungen, also nicht um Verbundnetzmaßnahmen zur Aufnahme<br />
dezentraler Einspeisungen. (Seite 2)<br />
Kraftwerksanschlussleitungen sind per Definition nur die 36 kV WKA-Anbindungen an die<br />
windparkinterne Sammelstation und die von dort weiterführenden 150 kV AC-Kabel zur<br />
HGÜ-Seestation als „nächstgelegener geeigneter“ Verbundnetzknoten. Die<br />
Gleichstromverbindung von dort zur Landstation als Kraftwerksanschlussleitung zu<br />
bezeichnen, hätte zur Folge, dass die WKA-Betreiber diese Leitung auch selber finanzieren<br />
müssen, was ja ursprünglich auch so geplant war.<br />
20. Zur „kurzfristigen“ Notwendigkeit der Westküstenleitung. (Seite 2)<br />
Bei dem Fachgespräch am 07.01.13 in Ihrem Hause haben wir nur den offenbar künstlich<br />
aufgebauten Zeitdruck des Bundesbedarfsplans hinterfragt.<br />
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Der Zeitdruck erschließt sich ja nicht dadurch, dass man 100 Mio. Euro Kosten aus dem<br />
Einspeisemanagement mit 20 Mrd. Euro Netzausbau kompensieren will.<br />
Wirtschaftlich macht das wenig Sinn.<br />
Der Zeitdruck hängt unseres Erachtens eher mit der bevorstehenden Bundestagswahl<br />
zusammen.<br />
Projekte, die weithin sichtbar für 80 Jahre in der Landschaft stehen, sollte man nicht über<br />
das Knie brechen.<br />
Natürlich stimmen wir Ihnen zu, die Westküstenleitung zügig zu bauen, gern auch mit<br />
Transportleistungen über 9.000 MW.<br />
Allerdings sollte es ein Erdkabelsystem sein.<br />
Leider konnten wir Ihr Haus bislang noch nicht davon überzeugen, dass man mit dem<br />
<strong>Infranetz</strong> Konzept deutlich schneller vorankommt. Wir bleiben aber dran.<br />
Hätte EON uns als Offshore Planer 2003 nicht massiv ausgebremst, wäre das Problem<br />
heute deutlich kleiner.<br />
Im Rahmen unseres Projektes „Amrumbank West“ hatten wir schon damals bei der<br />
Gründung der Offshore Trassenplanungsgesellschaft OTP (Winkra, Rennert Offshore,<br />
Multikabel und GEO) auf die Notwendigkeit einer 380-kV-Westküstentrasse hingewiesen.<br />
Bei Siemens haben wir sogar eine gasisolierte Leitung (GIL) von Brunsbüttel nach Heide<br />
angefragt.<br />
Leider hat unser damaliger 50 % Projektpartner EON uns, also der Rennert Offshore<br />
GmbH, die Weiterverfolgung des Projektes strengstens untersagt.<br />
Keinesfalls wollte man damals die Diskussion Richtung Erdkabel eröffnen. Eine Art<br />
Dammbruch wurde befürchtet.<br />
Auch das geplante Erdkabel Breklum-Flensburg ist dieser Haltung zum Opfer gefallen. Bis<br />
heute hat sich daran offenbar nichts geändert.<br />
Im Verlauf der Konsultation zum Netzausbau haben wir dann die Nachteile von<br />
Drehstromerdkabeln noch einmal analysiert und nach Lösungen gesucht. Das Ergebnis<br />
liegt Ihnen vor.<br />
Mit der Modultechnik haben wir alle elektrischen Probleme auf ein temporäres<br />
Transportproblem verengt und mit dem Flüssigbodenverfahren auch ein wesentliches<br />
Kostenproblem sowie das Problem der Trassenbreite und der Wärmeabfuhr gelöst.<br />
Mit dieser Technik ist ein schneller Ausbau möglich.<br />
21. Zur Zeitachse. (Seite 2)<br />
Gern wollen wir mithelfen Ihren Zeitplan bis 2017 zu realisieren. Mit neuen Freileitungen an<br />
der naturschutzfachlich und touristisch hochsensiblen Küste und gegen den Willen der<br />
Bevölkerung werden Sie das aber nicht schaffen.<br />
Allein das Planfeststellungsverfahren und die Verfahren zur Einweisung von Landbesitzern<br />
in neue Besitzverhältnisse wird Jahre dauern. Mit unkalkulierbaren Folgen.<br />
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Unser Vorschlag könnte dagegen die entsprechenden Ausschreibungen und die ersten<br />
Bauarbeiten zur Unterquerung des NO-Kanals und der Eider noch in diesem Jahr möglich<br />
machen.<br />
TenneT könnte in Zusammenarbeit mit uns und einem Schaltanlagenhersteller das<br />
<strong>Infranetz</strong> Konzept kurzfristig durchrechnen. Das könnte noch im Februar/März fertig sein.<br />
Bringen Sie alle Beteiligten einschließlich der Umweltverbände und der Bürgerinitiativen an<br />
einen Tisch. Sorgen Sie für einen kurzfristigen Kabinettsbeschluss in Richtung <strong>Infranetz</strong><br />
Konzept und schon geht es los.<br />
Im parallel laufenden Planfeststellungsverfahren braucht dann nur noch der genaue<br />
Trassenverlauf und die Lage der HGÜ-Stationen festgestellt werden. Mit der Offshore<br />
Haftungsregelung hat das schon mal funktioniert.<br />
Enteignungen sind beim <strong>Infranetz</strong> nicht nötig.<br />
21. Zum Rechtsrahmen. (Seite 3)<br />
21.1. Hier unterstellen Sie im ersten Absatz, dass das <strong>Infranetz</strong> Konzept nicht nach den<br />
anerkannten Regeln der Technik errichtet und betrieben werden kann. Andererseits wird<br />
auch unterstellt, dass die technische Sicherheit nicht gewährleistet ist. Beides ist falsch:<br />
• Die <strong>Infranetz</strong> Konzept besteht in der einfachsten Form als Punkt zu Punkt Verbindung<br />
aus einer Kabelanlage und zwei HGÜ-Stationen. Von der Struktur her nichts anderes als<br />
die vielen weltweit bereits bestehenden Systeme und auch nichts anderes als die<br />
Anlage, die Sie selbst in Büttel eingeweiht haben. Wir gehen davon aus, dass alle diese<br />
Anlagen nach den anerkannten Regeln der Technik gebaut wurden und auch so<br />
betrieben werden. Anders wären sie auch nicht genehmigungsfähig gewesen.<br />
• Das <strong>Infranetz</strong> Konzept unterscheidet sich in der Kabelanlage allerdings dadurch, dass<br />
es sicherer ist. Es besitzt nämlich keine prinzipiell fehleranfälligen Muffen und die<br />
Module werden unter Reinraumbedingungen gefertigt und vorgeprüft. Zudem überwacht<br />
sich das System selbst, was die Wartung planbar macht und das System erstmalig auch<br />
versicherbar macht. Sie könnten also wählen zwischen einem herkömmlichen sicheren<br />
System und dem noch sicheren <strong>Infranetz</strong> System.<br />
• Hinsichtlich der Sicherheit gibt es aber auch noch den externen Sicherheitsaspekt, den<br />
wir bereits in Punkt 12 abgearbeitet haben. Da ging es um tödliche Unfälle und viele<br />
Verletzte an Freileitungen durch fliegende Objekte. Problematisch bei solchen Unfällen<br />
ist auch die AWE, die automatische Wiedereinschaltung der Freileitung. Die AWE ist<br />
schon vielen Menschen zum Verhängnis geworden. Stellen Sie sich vor, Sie haben zu<br />
Haus einen FI-Schalter, der bei Körperkontakt zwar in 30 ms abschaltet, danach aber<br />
sofort wieder einschaltet. So verhält sich die AWE.<br />
• Bei schweren Kollisionen mit Seilbeschädigungen und Reparaturen muss der betroffene<br />
Netzteil abgeschaltet werden, was wiederum zum Thema Versorgungssicherheit<br />
gehört.<br />
• Zur Sicherheit gehören auch wetterbedingte Stromausfälle, beispielsweise hat der<br />
Sturm“ Lothar“ in Frankreich 1999 weite Teile des Netzes zerstört. Oder der Orkan<br />
„Gudrun“, der in Schweden 2005 große Teile des Netzes zerstörte, sodass 300.000<br />
Haushalte wochenlang keinen Strom hatten. Eindrucksvoll war auch der<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
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Zusammenbruch des Stromnetzes in Münsterland 2005 nach Eisregen mit 2,2 Mio. Euro<br />
Entschädigungskosten. In den USA zerstörte ein hurrikanähnlicher Eissturm 2007 viele<br />
Strommasten, was zu wochenlangen Stromausfällen und 100 Feuern geführt hat. Aktuell<br />
hat der Hurrikan „Sandy“ 1,5 Mio. Menschen eine Woche stromlos gemacht.<br />
• Das zum Sicherheitsaspekt auch Sabotageprobleme zu besorgen sind wollen wir hier<br />
nicht weiter vertiefen. Sicher ist nur, dass Erdkabelsysteme diesbezüglich sicherer sind.<br />
• Nicht zuletzt gehören auch die gesundheitsschädlichen Aspekte von Freileitungen zum<br />
Punkt Sicherheit. Hier sind zum einen deutlich grenzwertüberschreitende elektrische<br />
Felder mit 5.200 V/m in 1 m Höhe unter der Kabelanlage zu benennen, die sogar<br />
Leuchtstofflampen zum Leuchten bringen und leider schon ab 15 V/m die<br />
Melatoninsynthese und die Zellkommunikation negativ beeinflussen [Bawin/Adey 1976,<br />
Blackman 1988,1990,Wilson et al 1990]. Auch die magnetischen Wechselfelder, die<br />
zwar in 1 m Höhe gerade noch im deutschen Grenzwertbereich liegen gehören zum<br />
Sicherheitsaspekt. Im Vergleich mit Schweden oder Italien sind sie aber um den Faktor<br />
200 zu hoch. Magnetische Wechselfelder können bis zu 16 verschiedene Krankheiten<br />
hervorrufen [Neitzke 2006]. Da wird verständlich, dass Freileitungen keine<br />
„genehmigungsbedürftigen Anlagen“ im Sinne des § 3 des 26. BImSchG sind<br />
[BUNDhintergrund 2012]. Bei HGÜ-Erdkabeln ist das alles nicht zu befürchten.<br />
Weder die TenneT noch die Bundesnetzagentur können daher große Zweifel an der<br />
technischen Sicherheit von Erdkabeln haben, auch keine begründeten.<br />
Hinsichtlich der rechtlichen Konformität unseres Konzeptes mangelt es uns an<br />
Schuldbewusstsein.<br />
Was ist nicht rechtskonform an einem Konzept, das legal im Rahmen der Konsultation<br />
eingereicht wurde und andererseits einen innovativen Ansatz hat, der gleichzeitig folgende<br />
Probleme löst:<br />
• Vogelschlag<br />
• Landschaftsschutz<br />
• Raumwiderstände<br />
• Tourismus<br />
• Gesundheit<br />
• Unfälle mit fliegenden Objekte<br />
• Unfälle bei Baumarbeiten<br />
• Unfälle mit landwirtschaftlichen Geräten<br />
• Trassenbreite<br />
• Wartungskosten<br />
• Versicherbarkeit<br />
• Bauzeit<br />
• Enteignungen<br />
• Kosten<br />
• Sichtbarkeit<br />
Zum letzten Punkt noch eine Anmerkung: Die geplante Freileitung an der Westküste mit bis<br />
zu 480 Gigamasten wird vermutlich 80 Jahre in der Landschaft stehen.<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
Auf der Dyckhorst 1<br />
38539 Müden Aller<br />
Tel.: 05375-6814<br />
Mobil: 0170 77 20 341<br />
www.infranetz.de<br />
Aufsichtsrat: Ingo Rennert (Vorsitz)<br />
Sabine Rennert, Swantje Nakata<br />
Vorstandsvorsitzender:<br />
Dipl.-Wirtsch.Ing. Claus Rennert<br />
Registergericht: Braunschweig<br />
Handelsregisternr.: 203 645<br />
9
Dr. Northeim vom BfN hat uns vor zehn Jahren bei der Standortsuche für unsere Offshore<br />
Anlagen aus Sichtbarkeitsgründen gezwungen, in die küstenferne AWZ auszuweichen.<br />
Das war eine regelrechte Kampagne, bei der kein Argument zu hanebüchen war. Dieser<br />
Sichtbarkeitsaspekt scheint bei Freileitungen offenbar nicht von Bedeutung zu sein.<br />
21.2. Es war richtig von Ihnen, sich in Berlin für ein Kabelprojekt in Schleswig-Holstein<br />
einzusetzen. Die Reaktion des traditionell industriell geführten Wirtschaftsministeriums<br />
verwundert auch nicht.<br />
In Schleswig-Holstein geht es nun allerdings nicht um die Erprobung einer technologischen<br />
Neuerung, ein Pilotprojekt, sondern ganz konkret um den Netzausbau mit einer erprobten,<br />
insbesondere umweltfreundlichen, sicheren und bürgernahen Erdkabeltechnik.<br />
21.3. Dieser Unterpunkt führt dann auch zu den Kosten von Pilotvorhaben im nächsten<br />
Absatz.<br />
Es geht beim Westküstenkabel nicht um ein Pilotprojekt, das als solches möglicherweise<br />
nicht umlagefähig wäre.<br />
Es geht auch nicht um das Sammeln von Betriebserfahrungen oder um eine Teststrecke,<br />
sondern um eine konkrete Alternative zum Freileitungsausbau, die Sie auch im Rahmen<br />
des Planfeststellungsverfahrens abprüfen müssen.<br />
21.4.Richtig ist, dass es nach § 9 EEG eine Verpflichtung zum Netzausbau für die<br />
Übertragung von Strom aus erneuerbaren Energien gibt. Das wollen wir auch, allerdings mit<br />
einer bürgerfreundlicheren und umweltverträglicheren Lösung ohne den Rückbau<br />
demokratischer Grundrechte.<br />
Leider werden die erneuerbaren Energien als Grund für den bundesweiten Netzausbau bis<br />
Süddeutschland nur vorgeschoben, weil man sich davon mehr Akzeptanz verspricht. Die<br />
wahren Gründe sind leider tiefer liegend.<br />
Frau Dött von der CDU/CSU Bundestagsfraktion hat es bei einer Podiumsdiskussion am<br />
10.11.2011 im Umweltforum in Berlin rausgelassen. Es ging ihr dabei angelegentlich um<br />
den europäischen Stromhandel, insbesondere zwischen den Atomstromländern Frankreich<br />
und Tschechien. Wir haben gefragt, ob sie im Ernst glaubt, dass es die Akzeptanz<br />
verbessert, wenn der Bürger erfährt, dass es eigentlich um den Atomstromhandel geht.<br />
Zurück zum Gesetz.<br />
Sie haben es in der Hand über die Bundesratsmehrheit das Gesetz so zu gestalten, wie es<br />
für Schleswig-Holstein und seine Bürger richtig ist.<br />
21.5. Das Bundeswirtschaftsministerium wird Anfang 2013 den Entwurf einer<br />
Rechtsverordnung vorlegen, die der Zustimmung der Länder bedarf. Die Länder haben<br />
hierzu zwar ihre grundsätzliche Bereitschaft erklärt, könnten aber noch Änderungen<br />
durchsetzen, was insbesondere mit der neuen Mehrheit im Bundesrat nach der<br />
Niedersachsenwahl möglich ist. Nutzen Sie bitte diese Möglichkeit.<br />
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21.6. Der Gesetzgeber schreibt in der Regel keine bestimmte Technik vor. Wenn er es doch<br />
tut und für die Korridore Freileitungen statt Erdkabel vorschreibt, ist er möglicherweise<br />
falsch beraten. Begründen kann er diesen Standpunkt nur aus drei Gründen:<br />
• Netzsicherheit: Das Thema Netzsicherheit hatten wir bereits unter den Punkten 12 und<br />
21.1 behandelt. Hier schneiden Erdkabel eindeutig besser ab.<br />
• Zeitrahmen: Rein technisch kann man Freileitungen schneller bauen als Erdkabel.<br />
Demokratisch geht es mit Erdkabeln schneller.<br />
• Kosten: <strong>Infranetz</strong> Erdkabel sind billiger als Freileitungen. Wir haben das bereits in Punkt<br />
6 und mit anliegender Pressemitteilung plausibel gemacht. Die relativen Kosten<br />
verhalten sich wie 1,86 Mio. Euro/km für das <strong>Infranetz</strong> Konzept zu 1,81 bis 2,45 Mio.<br />
€/km für Freileitungen mit Teilverkabelungen nach IZES Studie 2011 und ohne externe<br />
Kosten.<br />
21.7. Konverterstationen waren bislang sehr kostenintensiv, da stimmen wir Ihnen zu. Mit<br />
neuen Technologien ist das stets der Fall. Der von Ihnen genannte wirtschaftliche<br />
Grenzwert von 400 km ist früher auch mal richtig gewesen. Solche Aussagen halten sich ja<br />
oft hartnäckig. Bestes Beispiel sind die seit Jahren mantrahaft wiederholten Aussagen der<br />
unterschiedlichsten Universitäten zum Mehrkostenfaktor von Freileitungen zu Erdkabeln.<br />
Faktoren, die je nach Professur „präzise“ zwischen Faktor 4 und 16 liegen. Es kommt immer<br />
darauf an, wer solche Studien bestellt.<br />
Bleiben wir hinsichtlich der genannten Grenzwertlänge von 400 km bei den Fakten:<br />
Tjäreborg 4 km DolWin 2 135 km<br />
Long Island Sund 40 km DolWin 1 160 km<br />
Directlink 59 km Murraylink 177 km<br />
Gotland 70 km BorWin 2 200 km<br />
Troll A 70 km BorWin 1 203 km<br />
Trans Bay 88 km SylWin 1 205 km<br />
Estlink 105 km BritNed 260 km<br />
Interconnector 130 km Valhall 292 km<br />
HelWin 2 130 km Sydänken 400 km<br />
Die HGÜ-Verbindung zwischen Frankreich und Spanien hat übrigens eine Länge von 65<br />
km. Wir gehen davon aus, dass alle diese Systeme wirtschaftlich betrieben werden.<br />
21.8. Die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der Westküstenleitung wird von uns nicht<br />
bezweifelt.<br />
21.9. Im Bundesbedarfsplangesetz kann der Gesetzgeber keine Drehstromfreileitung<br />
vorschreiben, wenn Schleswig-Holstein das nicht will und dafür auch gute Gründe hat.<br />
Hier nur einige gute Gründe:<br />
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• Europäische Vogelschutzrichtlinie 2009/147/EG<br />
• Raumwiderstände wie Naturschutzgebiete, FFH-Gebiete, Wohnbebauungen<br />
• Tourismus im Land der Horizonte<br />
• Enteignungen<br />
• Bürgerinitiativen<br />
• Wertverlust der Immobilien<br />
• Gesundheit, magnetische und elektrische Felder<br />
• Sicherheit<br />
• Kosten<br />
Sie haben es in der Hand das Gesetz im Bundesrat mitzugestalten.<br />
21.10. Sie bringen die bereits erfolgte Dauer des Planungsprozesses zur<br />
Westküstenfreileitung als Argument vor. Die Dauer eines Planungsprozesses ist aber kein<br />
Gütesiegel an sich. Hier einige Beispiele:<br />
• Elbphilharmonie 12 Jahre<br />
• BER Flughafen 22 Jahre<br />
• Stuttgart 21 25 Jahre<br />
• Kölner Dom 788 Jahre :-]<br />
Allerdings muss man nicht komplett von vorn anfangen. Die untersuchten Trassen können<br />
aber für das Erdkabel genutzt werden.<br />
21.11. Wir begrüßen es, dass Sie sich bereit erklären Änderungen zu initiieren, wenn die<br />
Interessen Schleswig-Holsteins in Gefahr sind. Das ist in der Tat gleich mehrfach der Fall:<br />
• Rückbau demokratischer Grundrechte durch Enteignungen<br />
• Anhaltende bzw. anschwellende Proteste der Bürgerinitiativen<br />
• Tourismus im Land der Horizonte (und der Heimat von Storm)<br />
• Landschaftsveränderung durch 480 neue Gigamasten<br />
• Gefährdung der Gesundheit durch elektrische und magnetische Wechselfelder<br />
21.12. Nachfolgend möchten wir darlegen, dass das <strong>Infranetz</strong> Konzept die Energiewende<br />
besser voranbringt.<br />
• Zeitlich: Vorbereitende Planungs-und Bauarbeiten könnten sofort nach einem<br />
Kabinettsbeschluss beginnen. HDD-Bohrungen zur NO-Kanal- und Eiderquerung<br />
könnten noch in diesem Jahr vorbereitet und in Angriff genommen werden. Ebenso die<br />
Feinplanung der Erdkabeltrasse und die Pachtverträge (300.000 m Grabenlänge x 0,5 m<br />
= 150.000 m²) sowie die Pachtverträge für die 6 HGÜ-Stationen zu 1 GW (6 GW x 4.700<br />
m²/GW= 28.200 m²). Das Planfeststellungsverfahren kann parallel laufen. Ein<br />
Raumordnungsverfahren entfällt. Die UVS und der LPB sind schnell erstellt, weil sie<br />
sehr übersichtlich werden.<br />
• Technisch: Anhand diverser deutscher und weltweiter Projekte hatten wir die<br />
technische Funktionsfähigkeit von HGÜ-Systemen nachgewiesen und am 07.01.13 in<br />
Ihrem Hause auch von einem großen Schaltanlagen- und Kabelhersteller bestätigen<br />
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lassen. Die grundsätzliche Machbarkeit wurde zudem von einem unabhängigen<br />
Experten der Hochschule Kiel bestätigt. Die interne und auch externe Systemsicherheit<br />
von HGÜ-Erdkabelsystemen hatten wir unter den Punkten 12 und 21 nachgewiesen und<br />
herausgestellt, dass das <strong>Infranetz</strong> Konzept zudem deutlich sicherer ist.<br />
• Juristisch: Wir gehen davon aus, dass die vielen bevorstehenden<br />
Enteignungsverfahren die Energiewende jahrelang ausbremsen werden.<br />
• Wirtschaftlich: Hier muss man unterteilen in:<br />
o Volkswirtschaftlich? Vorteil für das <strong>Infranetz</strong> Konzept. Viele neue Arbeitsplätze<br />
in der Kabelfertigung und im Schaltanlagenbau. Auch im Tiefbau > HDD-<br />
Bohrungen, Graben fräsen, Kabeltransport, Einbau, Verfüllung, Renaturierung,<br />
etc. Vorteile auch für das Breitbandnetz. Glasfaserkabel können fast kostenfrei<br />
mitgeführt werden.<br />
o Betriebswirtschaftlich? Jedes einzelne <strong>Infranetz</strong> Modul ist adressiert und<br />
überwacht sich mit einem condition monitoring System automatisch selbst. Das<br />
System benötigt weniger als die Hälfte der Wartungskosten von Freileitungen.<br />
o Wirtschaftlich für den Investor? Als Bürgernetz nach dem Konzept von Minister<br />
Altmeier mit 5% Zinsen auf jeden Fall wirtschaftlich.<br />
o Wirtschaftlich für TenneT? Auf jeden Fall. Die Kosten werden umgelegt auf den<br />
Stromkunden. Für die Übertragungsnetzbetreiber sind die akzeptierten Zinsen<br />
von 9,05 % auf das Eigenkapital allerdings zu wenig.<br />
o Wirtschaftlich für den Stromkunden? Schwer zu sagen, weil die jährlichen<br />
Preissteigerungen völlig intransparent sind. Da Kabelanlagen in Verbindung mit<br />
umrichtergeführten HGÜ-Systemen aber die Netzspannung stützen, kommt<br />
wenigstens ein Vorteil durch verbesserte Versorgungssicherheit heraus.<br />
o Wirtschaftlich für den betroffenen Landwirt? Vorteil für das <strong>Infranetz</strong> Konzept.<br />
Für den einzelnen Freileitungsmast bekommt der Betroffene einmalig ca. 3.000<br />
Euro. Dafür muss er die nächsten 80 Jahre drum herumfahren. Für das Kabel<br />
werden 1,8 Euro pro lfdm. Meter erbeten, obwohl es nicht stört. Index gekoppelt<br />
(Harm Nagel, Verein der Landeigentümer Statnett Trasse). Da hat der Landwirt<br />
mehr davon.<br />
o Wirtschaftlich für den Windmüller? Ja, das <strong>Infranetz</strong> ist schneller betriebsbereit<br />
als Freileitungen.<br />
22. Zur Technik. (Seite 4)<br />
22.1. Ursprünglich sind wir von einem Kostenrahmen von 790 Mio. Euro für das<br />
Westküstenkabel ausgegangen, weil wir die Stationen in Brunsbüttel und Wilster mit<br />
einbezogen haben.<br />
Nach dem Bundesbedarfsplan sind aber diese Stationen dem 2 x 1,3 GW Korridor Richtung<br />
Grafenrheinfeld und Großgartach zugeordnet, sodass wir sie wieder aus der Rechnung<br />
gestrichen haben, was dann zu Kosten unterhalb 500 Mio. Euro incl. Kabelfabrik geführt<br />
hat. Wenn Sie diese Stationen wieder auf die Schleswig-Holstein-Rechnung haben wollen,<br />
sind wir natürlich wieder bei 790 Mio. €.<br />
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22.2. Der Flächenverbrauch einer Gigawatt Station beträgt nicht wie behauptet 22.500 m²<br />
(150 x 150 m), sondern 4.600 m² pro Gigawatt (90 m x 51 m). Etwas größer als das kleinste<br />
Fußballfeld.<br />
Dies als Kehrseite des HGÜ-Konzeptes mit erheblichen Eingriffen in Landschaftsbild,<br />
Ökologie und Wohnumfeld zu bezeichnen ist Ihnen sicher nicht leichtgefallen. Die<br />
Akzeptanz von Freileitungen erhöhen Sie mit diesem Relativierungsversuch nicht.<br />
Schließlich handelt es sich bei einer geräuschlosen und optisch eher unauffälligen HGÜ-<br />
Halle nicht um einen olfaktorisch und moralisch bedenklichen Hühnermaststall.<br />
22.3. Richtig ist, dass auch Erdverkabelungen zu Gegenreaktionen und Protesten führen<br />
können, wenn es um breite Drehstromtrassen, starke magnetische Wechselfelder und auch<br />
um die Magerbetonbettung geht. Das muss man aber dazusagen, sonst entsteht ein<br />
falsches Bild.<br />
Das <strong>Infranetz</strong> Konzept mit seinem geringen und zudem ungefährlichen Gleichfeld und mit<br />
Flüssigbodenbettung weist keines dieser Nachteile auf. Die benötigten 50 cm breiten<br />
Kabelgräben sind am besten vergleichbar mit den üblichen Drainageschlitzen, von denen<br />
allein in Dithmarschen Tausende Kilometer gefräst wurden.<br />
22.4. Unser Vorschlag einer Anbindung an das dänische Netz mit einer Trasse von Esbjerg<br />
bis Hamburg Wedel datiert auf den 23.11.2011. Auf Wunsch schicken wir Ihnen diese<br />
Zeichnung gern noch mal zu. Als es um vergleichbare Kosten zwischen Freileitung und<br />
Erdkabel ging, haben wir die Strecke natürlich angepasst.<br />
22.5. Dass unser Konzept „voraussichtlich“ nicht bedarfsgerecht im Sinne des ENWG ist,<br />
weil wir „nur“ 1 GW Anschlussleistung in Niebüll vorgesehen haben, weisen wir zurück.<br />
1 GW ist für den Windraum Niebüll in den nächsten 10 Jahren völlig ausreichend, weil der<br />
gesamte Bereich Nordfriesland nur ein Potential von 2,4 GW hat. Die Aussage ist aber<br />
insofern interessant, als es nun doch nicht nur um das Einsammeln von Onshore<br />
Windenergie in Schleswig-Holstein geht, sondern auch, oder insbesondere, um den<br />
europäischen Stromhandel.<br />
Das sollte man den Leuten aber auch so sagen und auch betonen, dass der deutsche<br />
Stromkunde das bitte auch bezahlen und akzeptieren soll.<br />
Wir haben uns lediglich auf das Zitat der TenneT gestützt: „Auf einer Länge von etwa 150<br />
Kilometern soll die neue Westküstenleitung zwischen Brunsbüttel und Niebüll entlang der<br />
Westküste Windenergie aufnehmen und weiterleiten“.<br />
22.6. Die neuen Gleichstromschalter von ABB oder Siemens in „Multilevel“ Technik werden<br />
in Kürze am Markt sein und auch funktionieren, soviel steht fest. (s. hierzu auch VDI<br />
Nachrichten Nr. 4 Seite 11)<br />
Diese Schalter bestehen aus einem Mechatronikschalter und einem IGBT-Schalter aus 4<br />
identischen 80-kV-Modulen. Die Schaltzeit beträgt 5 ms. Die Verluste im ungestörten<br />
Betrieb liegen bei 0,01 %.<br />
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Wir haben diese Schalter, die im ersten Step für Punkt zu Punkt Verbindungen noch nicht<br />
unbedingt erforderlich sind, bereits mit 100 m² pro Schalter eingeplant. Hier einige<br />
Stichpunkte zur „Multilevel“ Technik als Information:<br />
• Multilevel Wechselrichter hacken, im Gegensatz zu den sog. Drei-Punkt-<br />
Wechselrichtern, die Strom- und Spannungskurven in viele ganz kleine Stufen und<br />
bauen damit die für die Einspeisung benötigten Sinuskurven selbst auf.<br />
• Erfinder des „Modularen Multilevel Konverters“ ist Prof. R. Marquardt, von der BW-UNI<br />
München.<br />
• Marquardt schaltete nicht in 2-3 grossen Schritten, sondern in vielen kleinen<br />
Spannungsstufen. Dadurch lassen sich die Steuerungsprozesse in Millisekunden ohne<br />
störende Spannungsschwankungen regeln.<br />
• Die Multilevel Technik stabilisiert vorhandene Drehstromnetze und hilft einem<br />
zusammengebrochenen Netz beim Wiederanfahren.<br />
• Auch die Kopplung mit einem Drehstromnetz ist einfacher (R. Görner, ABB). Beide<br />
Netze werden gebraucht, Gleichstrom zum Übertragen über große Distanzen,<br />
Drehstrom zum Verteilen.<br />
• Mittlerweile setzen alle Hersteller wie Siemens, ABB und Alstom auf die Multilevel<br />
Technik.<br />
• Mehrere Gleichstromtrassen können dadurch störungsfrei an einem Punkt verknüpft<br />
werden.<br />
• Auch für die Verlegung neuer Leitungen als Erdkabel ist Gleichstrom wegen geringer<br />
Verluste weit besser geeignet als Drehstrom (Technology Review, 08.12)<br />
• Macht vernetzte Gleichstromleitungen möglich (Technology Review, 08.12).<br />
• Bei Gleichstrom wäre eine Netzerweiterung mit einem größeren Anteil an Erdkabeln<br />
möglich, sodass Naturschutz und Wohngebiete verschont würden (Technology Review,<br />
08.12)<br />
• Ein Multilevel System ist bereits erprobt. San Franzisko > Pittsburg, 85-km-Seekabel<br />
durch die San Franzisko-Bay.<br />
22.7. Der von uns bewusst nicht berücksichtigte Einspeisepunkt in Barlt als Sammelpunkt<br />
umliegender regionaler Windenergie liegt so nahe am Netzknoten Brunsbüttel, dass es<br />
sinnvoller und kostengünstiger ist, den jetzigen Zustand zu belassen und den Windstrom<br />
hier und in den umliegenden Umspannstationen Marne, Meldorf und Quickborn über die<br />
110 kV Leitungen einzusammeln und zum Netzknoten Brunsbüttel zu führen. Sofern<br />
Netzausbau für das Repowering erforderlich ist, kann dies auf der unterlagerten 110 kV<br />
Netzebene auf Erdkabelbasis kostengünstiger geschehen. Die von uns vorgesehene NO-<br />
Kanalquerung als Medientunnel kann aber dafür genutzt werden.<br />
22.8. Die vorgeschlagenen reinraumgefertigten, muffenlosen Kabelmodule mit integrierten<br />
Lichtwellenleitern sind eine Option. Natürlich kann man die Kabel auch konventionell mit<br />
Muffen alle 1.000 m verlegen und das System als Ganzes dann im Feld prüfen. Das<br />
<strong>Infranetz</strong> Konzept hat aber viele elektrische Vorteile, sodass es sich lohnt, über den Einsatz<br />
nachzudenken.<br />
Nachstehend einige Vorteile:<br />
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• Reinraumfertigung. Erdkabel werden unter strengsten Reinraumbedingungen<br />
extrudiert. Kabelfehler selbst sind nach CIGRE daher extrem selten. Bei der Herstellung<br />
von Muffen und Endverschlüssen sogenannten Garnituren sollte das Gleiche gelten. Je<br />
höher die Spannung, desto sauberer müssen auch die Arbeitsplatzverhältnisse sein.<br />
Fabrikmäßig wird dazu unter leichtem Überdruck und mit Staubpartikelzählern<br />
gearbeitet, was im Feld kaum praktikabel ist. Unter diesen Bedingungen kann sich die<br />
sog. Badewannenkurve deutlich flacher gestalten, eine Kurve, die nur am Anfang und<br />
am Ende der technischen Lebensdauer einer Kabelanlage höhere Ausfälle erkennen<br />
lässt.<br />
• Integrierte Lichtwellenleiter. Will man die Temperaturverhältnisse einer<br />
konventionellen Kabelanlage kontrollieren, legt man einen Lichtwellenleiter daneben, der<br />
über den Brechungsindex die Temperatur am Kabelaußenmantel halbwegs plausibel<br />
erkennen lässt. Beim <strong>Infranetz</strong> Konzept wird dieser Lichtwellenleiter gleich mit in den<br />
Kabelschirm integriert, sodass man die Temperaturverhältnisse innerhalb des Kabels bis<br />
zu den Endverschlüsse kontrollieren, kann, und zwar deutlich exakter. Die Temperatur<br />
der Endverschlüsse wird gesondert gemessen und sie werden bis zur Wartung auch<br />
aktiv gekühlt, sofern die Betriebstemperatur aus dem Ruder läuft. Systemschäden<br />
werden dadurch im Millisekundenbereich lokalisierbar. Das geschieht im Rahmen eines<br />
condition monitorings mit einer laufenden Toleranzbandanalyse automatisch, sodass die<br />
Wartung erstmals planbar und die Kabelanlage erstmals auch versicherbar wird.<br />
• TE-Prüfung in der Fabrik. Kabel und Stecker werden als fertiges, elektrisch<br />
abgeschlossenes System auf Teilentladung geprüft, sodass die extrem teure<br />
sogenannte On-Site Resonanzprüfung im Feld mit 150 to Messequipment auf 5<br />
Tiefladern entfällt. Getestet wird die gesamte <strong>Infranetz</strong> Kabelanlage lediglich mit einer<br />
24-stündigen Nennspannungsprüfung im Inbetriebnahmemodus.<br />
Sie bemängeln, dass für unser Modulkonzept noch keine Betriebserfahrungen vorliegen.<br />
Soweit richtig. Allerdings sind die Teilkomponenten, also Kabel und Endverschlüsse<br />
weltweit geprüft und Stand der Technik.<br />
Denkt man allerdings umgekehrt, an die Betriebserfahrungen mit Freileitungen fallen einem<br />
sofort die Milliardenschäden durch Wetterextreme ein. Auch die vielen Menschen, die<br />
bereits an Freileitungen gestorben sind, gehören zu den Betriebserfahrungen. Es gibt auch<br />
viele negativen Betriebserfahrungen hinsichtlich der gesundheitlichen Auswirkungen von<br />
magnetischen Wechselfeldern im Bereich von Freileitungen. Das wird zwar stets relativiert<br />
oder gar auftragsmäßig bestritten, andererseits muss man dann auch fragen, warum es<br />
Grenzwerte gibt.<br />
Nicht zuletzt zählen auch die jährlich 30 Mio. Vogelschlagopfer allein an deutschen<br />
Freileitungen zu den negativen Betriebserfahrungen.<br />
22.9. Behauptet wird hier, dass das <strong>Infranetz</strong> Konzept nicht Stand der Technik ist und für<br />
lange Strecken daher nicht geeignet ist. Das ist nur fast richtig. Seekabel werden<br />
beispielsweise in großen Längen von 20 – 25 km gefertigt und dann in der Fabrik unter<br />
Reinraumbedingen sauber vermufft und so zu theoretisch beliebig langen Kabelstrecken<br />
verbunden und geprüft. Bis auf die montagebedingt fehlenden Endverschlüsse, die Länge<br />
und die Muffen gleicht das Prinzip also dem <strong>Infranetz</strong> Konzept.<br />
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22.10. Der Vorteil des muffenlosen <strong>Infranetz</strong> Konzeptes gegenüber konventionellen<br />
Muffenverbindungen wurde beim Fachgespräch am 07.01.13 in Ihrem Hause von<br />
wissenschaftlicher Seite nicht bestritten und vonseiten des Muffenherstellers aus<br />
naheliegenden Gründen lediglich relativiert. Das ist etwas anderes.<br />
22.11. Neuartige Steckverbindungen sollten Ihrer Ansicht nach vor einer Markteinführung in<br />
unkritischen Netzabschnitten untersucht werden, wenn sich ein technischer oder<br />
wirtschaftlicher Vorteil belegen lässt.<br />
Die von uns bevorzugten Steckverbindungen bzw. Kabelendverschlüsse gibt es bereits seit<br />
Längerem.<br />
Die technischen und wirtschaftlichen Vorteile der vormontierten Kabelendverschlüsse<br />
haben wir schon mehrfach belegt, fassen sie hier aber gern noch mal zusammen:<br />
• Reinraumfertigung eines elektrisch abgeschlossenen Systems aus Kabel und<br />
Endverschlüssen senkt die Ausfallrate und verlängert die Lebensdauer.<br />
• Die aufwendige Herstellung von Muffen im Feld kann komplett entfallen.<br />
• Die extrem aufwendige Resonanzprüfung einer fertigen Kabelanlage mit 150 to<br />
Messequipment auf 5 Tiefladern entfällt.<br />
Die von uns vorgeschlagenen drei Punkt zu Punkt Verbindungen sind im Vergleich mit<br />
wetterkritischen Freileitungsanlagen relativ unkritische Netzabschnitte.<br />
Fällt eine der drei HGÜ-Verbindungen aus, muss sich lediglich ein Drittel der Onshore<br />
Windenergie seinen Weg durch das unterlagerte Netz suchen. Hier kann man bei<br />
entsprechenden Starkwindwetterlagen vorübergehend abregeln, wie es ja auch jetzt schon<br />
der Fall ist.<br />
Fällt die Westküstenfreileitung aus, geht alles vom Netz, was an der Westküste einspeisen<br />
will, von Niebüll bis Brunsbüttel.<br />
Hängt man zudem, wie es offenbar geplant ist, auch noch die 110 kV Freileitungen an die<br />
Masten, erhöht sich das Risiko eines Totalausfalls beträchtlich, weil man zur Reparatur der<br />
Leitungen, egal welcher Spannungsebene, alle vier Systeme abschalten muss. Dann ist<br />
natürlich auch das unterlagerte Netz weg.<br />
Kein Monteur wird unter Spannung auf die Masten steigen. Arbeitsschutzrechtlich ist das<br />
auch verboten.<br />
Da oben werden durch die kräftigen Wirbelströme nicht nur die Zahnplomben heiß.<br />
Es können auch die verschiedensten Krankheiten hervorgerufen oder begünstigt werden.<br />
Für den Grenzwert ab 100 µTesla gibt es stabile Nachweise auf:<br />
• Herzflimmern<br />
• Gehirnreizungen<br />
• Magnetphosphene (visuelle Sinneseindrücke wie Lichtblitze in der Retina oder im<br />
Sehnerv)<br />
Für den Bereich von 0,2 bis 100 µTesla gibt es stabile und starke Hinweise auf:<br />
• Erbgutschäden (Genotoxizität)<br />
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• Beeinflussung von Zellsteuerungsprozessen<br />
• Verstärktes Zellwachstum (schwache Hinweise)<br />
• Zelluläre Stressreaktionen<br />
• Störungen des Hormonsystems<br />
• Herz-Kreislauf-Erkrankungen<br />
• Störungen des zentralen Nervensystems<br />
• Störungen des Immunsystems (schwache Hinweise)<br />
• Psychische Erkrankungen<br />
• Neurogenerative Erkrankungen<br />
• Embryonale Missbildungen<br />
• Kanzerogenität Befindlichkeitsstörungen (schwache Hinweise)<br />
22.12. Sie schlagen vor, das Verhalten der drei HGÜ-Punkt zu Punkt Verbindungen im<br />
vermaschten schleswig-holsteinischen Netz im Rahmen einer Netzberechnung zu prüfen.<br />
Gegen eine solche Netzberechnung spricht prinzipiell nichts. Es muss aber bereits<br />
belastbare Berechnungen für die Netzintegration der Station in Büttel geben. Die könnte<br />
man zur Grundlage machen.<br />
Die Berechnungen zu den Auswirkungen des NorLink Kabels auf das vermaschte Netz<br />
müssten eigentlich in den Planfeststellungsunterlagen zu finden sein. Auch diese<br />
Berechnungen können als Grundlage dienen.<br />
Weitere Berechnungen zu den HGÜ-Anbindungen in Diele, Eemshaven, Hilgenriedersiel,<br />
könnten herangezogen werden.<br />
22.13. Was bedeutet eine Störung im <strong>Infranetz</strong> für die 110 kV Ebene? Da gibt es drei<br />
Fehlermöglichkeiten:<br />
• Ausfall der nördlichen Station (keine Rückwirkungen, die Station fällt aber in ihrer<br />
Nebenfunktion als Spannungsstütze und für die Bereitstellung von Blindleistung<br />
vorübergehend aus).<br />
• Ausfall der Station im Bereich Brunsbüttel (dto.)<br />
• Kabelausfall (keine Rückwirkung auf das unterlagerte Netz)<br />
22.14. (noch Technik, Seite 5) Dass die Übertragungsleistung der bis 2012 realisierten<br />
HGÜ-Projekte entsprechend unserer Referenzliste nur bis „200 kV“ geht ist schon insofern<br />
falsch, als es bei diesem Wert um die Spannung und nicht um die Leistung geht. Die<br />
stärkste Übertragungsleistung (Borwin 2) liegt bei 0,8 Gigawatt. Unsere Planungen sehen 1<br />
GW Übertragungsleistungen pro Strang vor. Das ist auch realistisch. Siemens baut z. B.<br />
2013 das Pyrenäenkabel mit 2 x 1 GW.<br />
Zitat: „Siemens errichtet Stromrichterstationen für eine 2 Gigawatt HGÜ-Verbindung<br />
zwischen Frankreich und Spanien als Teilstück des transeuropäischen<br />
Stromversorgungsnetzes. Die Baukosten betragen 700 Mio. €. Lt. Siemens liegt der<br />
Siemens Lieferumfang leicht unter der halben Bausumme“.<br />
http://www.siemens.com/press/de/pressemitteilungen/?press=/de/pressemitteilungen/2011/<br />
power_transmission/ept201101032.htm.<br />
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22.15. (noch Technik, Seite 5 oben) Sie definieren die HGÜ-Seekabelverbindungen (und<br />
damit indirekt auch die von uns geplanten HGÜ-Verbindungen) als<br />
Kraftwerksanschlussleitung und nicht als Teil des vermaschten Verbundnetzes. Diese<br />
TenneT Terminologie soll die HGÜ-Verbindungen als inkompatibel mit dem Drehstromnetz<br />
diskreditieren, was aber gleich in mehrfacher Hinsicht falsch ist, wie nachstehend<br />
nachgewiesen wird:<br />
a. Die internen Drehstromnetze aller Offshore Cluster werden sinnvollerweise über HGÜ-<br />
Kabelverbindungen mit dem landseitigen Drehstromnetz verbunden.<br />
Man hätte das auch mit Drehstromkabeln machen können, wie es auch bei den<br />
Ostseewindparks Baltic 1 und Baltic 2 sowie Riffgat geschieht. Auch der 30 kV AC<br />
Anschluss von Helgoland ist ein passendes Beispiel. Sie würden diese Verbindungen,<br />
insbesondere das Helgolandkabel, sicher nicht als Kraftwerksanschlussleitung definieren.<br />
b. Zum anderen behauptete Herr Deitermann von der TenneT am 07. Dezember in<br />
Bayreuth, dass er die HGÜ-Leitungen zum Abtransport der Schleswig-Holsteinischen<br />
Onshore Energie als Kraftwerksanschlussleitung definiert mit der Schlussfolgerung, dass<br />
die Windmüller das dann auch bitteschön selber bezahlen sollten. Das wäre nur dann nicht<br />
der Fall, wenn die Energie über eine vernetzte Drehstromfreileitung abtransportiert würde.<br />
Diese skurrile Ansicht hätte natürlich interessante Konsequenzen. Alle Nord-Süd HGÜ-<br />
Leitungen, die nach offizieller Sprachregelung dem Abtransport der küstennahen Offshore<br />
und Onshore Energie nach Süddeutschland dienen sollen, müssten von den Windmüllern<br />
bezahlt werden. Natürlich auch die derzeit schon verlegten HGÜ-Seekabel.<br />
c. Zum Dritten unterschlägt dabei die TenneT, dass HGÜ-Netzverbindungen, seien, es<br />
Kurzkupplungen bzw. Querregler oder HGÜ-Stationen, in ihrer Eigenschaft als Umrichter im<br />
Netz wesentliche Systemdienstleistungen erbringen können. Hier eine Zusammenfassung<br />
der Systemvorteile von HGÜ-Stationen im vermaschten Netz:<br />
1. Statische Blindleistungsbereitstellung<br />
2. Dynamische Blindleistungsbereitstellung<br />
3. Spannungs- und Frequenzstützung<br />
4. Unabhängige Einstellung von Wirk- und Blindleistung<br />
5. Keine Kurzschlussleistung<br />
6. Sofortige Leistungsflussumkehr<br />
7. Geringer AC-Filteraufwand<br />
8. Schwarzstartfähigkeit (Wiederauffahrung eines zusammengebrochenen Netzes)<br />
9. Typische Systemverluste 1% (4-6% in 2009)<br />
10. Multiterminal Betrieb<br />
11. Verbindung mehrerer Einspeisepunkte zur Entlastung des AC-Übertragungsnetzes<br />
12. Erhöhung der Leistungsfähigkeit elektrischer Netze (Hanson, ABB, 2005)<br />
13. Geringer Platzbedarf<br />
14. Einsatz kostengünstiger Polymerkabel möglich. (Keine Spannungsspitzen)<br />
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d. Wie bereits oben unter Punkt 16 erwähnt, verbinden HGÜ-Systeme auf vorteilhafte<br />
Weise bestehende Drehstromnetze, sind also als wesentlicher Teil dieser Netze zu<br />
betrachten:<br />
• Das NorNed Kabel verbindet das norwegische Drehstromnetz mit dem<br />
niederländischen.<br />
• Das BritNed Kabel verbindet das britische Drehstromnetz mit dem niederländischen.<br />
• Das Pyrenäenkabel soll das französische Drehstromnetz mit dem spanischen verbinden.<br />
• Die internen Drehstromnetze aller Offshore Cluster werden über HGÜ-<br />
Kabelverbindungen mit dem landseitigen Drehstromnetz verbunden.<br />
e. Nach Serienreife der Gleichstromschalter können die Gleichstromverbindungen auch<br />
untereinander verschaltet werden, was die Netzintegration dann noch weiter optimiert.<br />
f. Bernhard Beck, Geschäftsführer der fränkischen Fa. Belectric (2.000 Mitarbeiter) erhielt<br />
2012 den Deutschen Solarpreis von Eurosolar für sein Konzept, mit Wechselrichtern großer<br />
Solarkraftwerke die Stromtragfähigkeit der Netze verfügbar machen, d. h. Kapazitäten<br />
freizuschaufeln und damit den Netzausbau zu reduzieren. Zitat: „Das Stromnetz steckt noch<br />
in der Ära des Telefons mit der Wählscheibe“.<br />
Mit der Mittelspannungsrichtlinie wurden zuerst große Wechselrichter verpflichtet,<br />
Blindstrom zu liefern. Mit der Niederspannungsrichtlinie müssen heute auch Kleinanlagen<br />
ab einer Scheinleistung von 3,68 kVA in der Lage sein, Blindleistung bereitzustellen. Das<br />
tun Wechselrichter von PV-Anlagen nur, wenn die Sonne scheint.<br />
Nachweis: Demoprojekt Düllstadt am Main. Die Anlage kann rund um die Uhr nach Bedarf<br />
Blindstrom erzeugen und kurzfristig in das 20-kV-Netz einspeisen. Scheint die Sonne nicht,<br />
bezieht die Anlage wenige kW an Wirkleistung aus dem Netz um damit bis zu 1 MW<br />
Blindleistung zu erzeugen. Das geschieht durch eine entsprechend angepasste<br />
Ansteuerung der Leistungshalbleiter in der Brückenschaltung (Power Conditioning Unit, 800<br />
kW), limitierend ist die Scheinleistung des Anlagenabschnitts.<br />
Damit besteht die Möglichkeit, die doppelte Leistung in die Verteilnetze zu bringen. Der<br />
Netzausbaubedarf sinkt erheblich.<br />
Entscheidend bzw. limitierend bei Solarstrom ist die Spannung, nicht die Stromstärke. Sie<br />
darf nur plus/minus 10% von 230 V abweichen d. h. sie muss stets zwischen 207 und 253 V<br />
liegen.<br />
Um die Netzspannung zu steuern bzw. zu stabilisieren gibt es folgende Möglichkeiten:<br />
1. Abregeln des Solarstroms<br />
2. Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren (RONT’s)<br />
3. Spannungssteuerung über den Blindstrom (steigt die Netzspannung entzieht man<br />
dem Netz Blindstrom, was spannungssenkend wirkt und umgekehrt, wenn die<br />
Netzspannung sinkt)<br />
Fazit: Eine ähnliche Dienstleistung können auch die von uns geplanten Umrichterstationen<br />
erbringen und nebenbei auch noch den Netzausbau im unterlagerten Netz reduzieren.<br />
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Es ist daher vollkommen falsch, die HGÜ-Verbindungen als Fremdkörper im bestehenden<br />
Drehstromsystem zu diskreditieren.<br />
22.16. (noch Technik, Seite 5 oben) Muffenlose Kabel sollten möglichst lang sein. Bei<br />
Seekabeln ist das z. B. Stand der Technik. Aus produktionstechnischen Gründen werden<br />
dabei 20-25 km lange Teilstücke industriell zu beliebig langen Längen vermufft und<br />
abgeprüft. Überträgt man das Prinzip auf Landkabel, wie wir es gemacht haben, sind<br />
Biegeradien, Brückenhöhen und Binnenschiffsbreiten die Längen begrenzenden Faktoren.<br />
Erdacht haben die Japaner das Prinzip in den neunziger Jahren unter dem Begriff „super<br />
long lenght cable“ (Quelle: Kabelanlagen für Hoch- und Höchstspannung von<br />
Peschke/v.Olshausen, Siemens) Überträgt man das System auf Aluminiumkabel mit einem<br />
Querschnitt von 2.500 mm² so ergeben sich für ein 3 km langes Kabel 63 to schwere<br />
Kabeltrommeln von fast 9 m Durchmesser, die man beispielsweise gerade noch im<br />
Küstenkanal bei Oldenburg transportieren kann. Wir haben für das Westküstenkabel die 75<br />
m lange Kammerschleuse der Eider im Blick gehabt. Hier passt ein Binnenschiff mit bis zu 7<br />
Kabeltrommeln hinein.<br />
Die Kabeltrommeln können deutschlandweit betrachtet über Wasserstrassen bis zum<br />
Lastzentrum Mannheim/Ludwigshafen und über die Donau bis ins Schwarze Meer<br />
transportiert werden. Unser Vorschlag ist die Kabelverlegung im Nahbereich entlang dieser<br />
Wasserstraßen, weil sich auch hier alle Großverbraucher, Hütten, Häfen, Kraftwerke,<br />
Raffinerien, Bahnumformer und auch Kabelfabriken angesiedelt haben. Die Kabel sollen<br />
nach dem Anlanden der Trommeln über teilweise elektrisch angetriebene Rollen zur nahe<br />
gelegenen Baustelle transportiert werden.<br />
Auch der Transport über Autobahnen ist mit Tiefladern möglich, allerdings nur mit<br />
Ausnahmegenehmigung als Schwerlast mit Überbreite. Der Transport über Kabelrollen ist<br />
Stand der Technik. Die Druckbelastung auf den Boden ist mit 20 kg pro Meter Kabel<br />
vernachlässigbar gering (8-mal weniger als ein Mensch). Das Kabel selbst unterliegt keinen<br />
Zugbeanspruchungen. Die Transportgeschwindigkeit haben wir mit normaler<br />
Schrittgeschwindigkeit also 6 kmh angenommen.<br />
Zu Ihren Zweifeln zum Abrollen der Kabel im Einzelnen:<br />
• Strassenkreuzungen: Eine Straßenkreuzung wird mit einem 3 km langen Kabel in etwa<br />
einer halben Stunde durchfahren. Das behindert den Verkehr. Zum Vergleich: Insgesamt<br />
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<br />
• Bahntrassen: Man kreuzt sie sofern nötig in Kenntnis des Fahrplans. Die Strecke<br />
Hamburg-Niebüll wird z. B. im Stundentakt befahren.<br />
Die nachstehenden Punkte beziehen Sie vermutlich nicht auf den Kabeltransport, sondern<br />
auf die Bettung der Kabel in Flüssigboden:<br />
• Streusiedlungen: Wo genau liegt hier das Problem?<br />
• Gewässer: Unterfahrung im Rohrvortrieb oder Überquerung mit Grünbrücken<br />
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• Auen: Eröffnung mit Grabenfräse oder Minibagger, Grabenbreite 50 cm, Renaturierung<br />
• Knicks: dto.<br />
• Nutzungskonkurrenten: Unterfahrung im Rohrvortrieb<br />
• Grundwasserspiegel: Flüssigboden ist gesättigt und vertreibt Wasser. Alternativ<br />
Absaugung mit Filterpumpen in Vorfluter. Würden wir im Extremfall einen 3 km langen<br />
Graben komplett abpumpen, geht es bei 1 m Wasserhöhe und 0,5 m Grabenbreite um<br />
1.500 m³ Wasser, die beispielsweise mit einer Flugfeldlöschpumpe mit 10.000 l/min in<br />
weniger als drei Stunden abgepumpt sind, wobei neues Wasser nur auf einer Fläche<br />
von 1.500 m² nachläuft. Die Kabel werden aber abschnittsweise eingebettet.<br />
Die <strong>Infranetz</strong> AG ist als Gutachter für Flüssigboden zertifiziert.<br />
22.17. (noch Technik, Seite 5 oben) Sie kritisieren hier angebliche Behauptungen bzgl. der<br />
Machbarkeit unseres Konzeptes, die angeblich fehlende Berücksichtigung der<br />
spezifischen Situation in Schleswig-Holstein und Aussagen zur Kabellebensdauer.<br />
Dazu Folgendes:<br />
• Machbarkeit 1: Der Einsatz von Flüssigboden aus originärem Bodenmaterial bei der<br />
Bettung von Erdkabel ist wissenschaftlich von der Hochschule Regensburg gesichert<br />
und auch an vielen Projekten positiv erprobt, u.A. bei der Verlegung von<br />
Hochspannungskabeln in Flüssigboden in Frankfurt/Kelsterbach durch Siemens.<br />
Flüssigboden wird auch für die Bettung von Telekomkabeln, Trinkwasserleitungen,<br />
Abwasserleitungen und Fernwärmeleitungen verwendet, selbst zur Deponieabdichtung<br />
und sogar als Hochwasserschutz im Deichbau. Die Flüssigbodentechnik entspricht allen<br />
Anforderungen des Kreislaufwirtschaftsgesetzes vom 01.06.2012 in Bezug auf den<br />
Schutz der Böden und des Grundwassers und bietet neue planerische Lösungen.<br />
Insbesondere erfordert diese Technik keine breiten Gräben mit entsprechend<br />
aufwendigem Verbau, weil kein Mann mehr, z. B. zum Verdichten, in den Graben muss.<br />
Baustellenerfahrungen liegen seit den 90er Jahren vor und das Verfahren gehört seit<br />
2000 zum anerkannten Stand der Technik. Es wird auch in vielen anderen Ländern wie<br />
z.B. in der Schweiz, in Schweden, in England, in Polen und in der CR angewandt.<br />
• Machbarleit 2: Muffenlose Kabel sind ebenfalls Stand der Technik. Seekabellängen<br />
sind lediglich durch die Größe der fabrikinternen Drehteller und Entgasungskammern<br />
begrenzt. Ansonsten könnte man sie im Endlosverfahren extrudieren. Man fertigt sie in<br />
Längen von 20-25 km und vermufft sie dann in der Fabrik bis zur Kapazitätsgrenze der<br />
Schiffsdrehteller.<br />
• Machbarkeit 3: Kabelmodule mit fertig angeschlagenen Endverschlüssen als<br />
abgeschlossenes elektrisches System herzustellen ist ein Vorschlag der <strong>Infranetz</strong> AG.<br />
Der Vorschlag stellt aber auch nur den machbaren Stand der Technik dar. Üblicherweise<br />
werden Endverschlüsse wie Muffen im Feld in einem sog. Muffencontainer<br />
angeschlagen. Nach unserem Vorschlag findet dieser Prozess unter<br />
Reinraumbedingungen in der Kabelfabrik statt, ähnlich der Muffenmontage bei<br />
Seekabeln, was aber lediglich eine Qualitätsverbesserung ist und kein technisches<br />
Neuland darstellt.<br />
• Machbarkeit 4: Integrierte Lichtwellenleiter sind auch kein Neuland. Insbesondere bei<br />
Seekabeln sind sie Standard, dienen dabei allerdings mehr der Datenübermittlung. Das<br />
NKT-Monitoring System ValCap nutzt integrierte Lichtwellenleitern zum Monitoring der<br />
Kabeltemperatur und der Druckverhältnisse im Kabel und zur schnellen Fehlerortung.<br />
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• Die spezifische Situation in Schleswig-Holstein kennen wir schon seit 2003, als uns<br />
bei der Projektierung unseres Windparks „Amrumbank West“ von Ihrem Hause die<br />
Genehmigung zur Kabelverlegung durch das Klotzenloch verweigert wurde, obwohl es<br />
1:1 der bereits vormals genehmigten „Viking“ Route entsprach. Wir wurden damals<br />
gezwungen die mittlerweile realisierte Büsum/Brunsbüttel Landkabelroute zu planen und<br />
haben dabei im Rahmen der „Offshore Trassenplanungsgesellschaft“ OTP zusammen<br />
mit Fa. Winkra und Fa. Multikabel weit über 400 Grundstückseigentümer unter Vertrag<br />
genommen. Diese Route war komplett drainiert und wir mussten den Dithmarscher<br />
Landwirten zusichern, die Drainagen komplett neu aufzubauen. Wir kennen also das<br />
Land, die Leute und auch die Grundwasserverhältnisse, auf die Sie vermutlich<br />
angespielt haben. Gerade aus letzterem Grund ist das minimalinvasive <strong>Infranetz</strong><br />
Grabensystem so interessant. Im Prinzip ähnelt es einer Drainageverlegung. 20 m breite<br />
Drehstromtrassen sind unter den Grundwasserverhältnissen natürlich nicht das Mittel<br />
der Wahl.<br />
• Zur Kabellebensdauer schreibt Prof. Noack von der TU-Ilmenau in seiner Publikation<br />
aus 2005: „Die Lebensdauer von heutigen VPE-Kabeln reicht weit über 40 Jahre.“ Das<br />
war wie gesagt 2005. Mittlerweile wurde die Kabeltechnik und auch die Technik der<br />
Garnituren kontinuierlich weiterentwickelt, wie uns bei einem Seminar im Haus der<br />
Technik am 06.11.12 zum Thema „Garnituren für Energiekabel“ bestätigt wurde. Auch<br />
das Anschlussseminar am darauffolgenden Tag zum Thema „Innovative Lösungen bei<br />
Land-und Seekabeln“ hat das bestätigt. Ein drittes Seminar am 26.11.12 im HDT<br />
beschäftigte sich mit dem Thema „Neue Materialien für extrudierte<br />
Hochspannungssysteme für die Gleich-und Wechselspannungsanwendung“. Auch<br />
dieses Seminar hat unsere Prognose bestätigt. Lebensdauer verlängernd wirkt sich<br />
auch aus, dass Gleichstromkabel nur mit max. 70° C betrieben werden und auch die<br />
üblichen Wechselstromprobleme wie Gleitentladungen, innere Kabelfehlstellen wie<br />
Lunker oder Gaseinschlüsse oder Spannungsspitzen weniger ins Gewicht fallen.<br />
Letzlich muss man in die Lebensdauerbetrachtungen auch die exzellente Wärmeabfuhr<br />
durch den Flüssigboden mit Bentonitzusätzen und darin kristallin eingebundenem<br />
Wasser einbeziehen. Dieser nicht schrumpfende elastische Boden lässt um die Kabel<br />
keine Zwickel- oder Ringspaltbildung zu, die die Wärmeabfuhr behindern könnten. Alle<br />
diese Aspekte haben uns im Zusammenspiel mit dem <strong>Infranetz</strong> Konzept der<br />
Reinraumfertigung von elektrisch abgeschlossenen Kabelmodulen incl. der<br />
automatischen Konditionsüberwachung über integrierte Lichtwellenleiter zu der sicher<br />
nicht unberechtigten Prognose von 80 + x Jahren Kabellebensdauer geführt. Wir haben<br />
uns dem Thema Lebensdauer sehr intensiv genähert, weil in allen Konsultationen<br />
geradezu Mantrahaft von max. 40 Jahren Lebensdauer für Kabel gegenüber 80 Jahren<br />
bei Freileitungen gesprochen wurde. Das hat uns stutzig gemacht. Dabei haben wir<br />
dann auch festgestellt, dass Freileitungen nach 40 Jahren neu beseilt werden müssen<br />
und die Masten einen komplett neuen Korrosionsschutz bekommen, was einem Neubau<br />
gleichkommt und nicht zuletzt auch zur kompletten Abschaltung der Leitungsstrecke<br />
über viele Monate führt.<br />
22.19. (noch Technik, Seite 5 Mitte) Im letzten Satz zum Thema Technik schreiben Sie<br />
einen bemerkenswerten Satz: „Schließlich gibt es bislang keine nach <strong>Infranetz</strong>methode in<br />
schmalen Gräben mit Flüssigboden verlegte VPE-Gleichstrom-Höchstspannungskabel, die<br />
bereits über Jahrzehnte in Verwendung sind und dies bewiesen haben“.<br />
Mit dieser Argumentation könnte man nun jede technische Innovation erschlagen!<br />
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In der Sache haben Sie zwar recht, das <strong>Infranetz</strong> als solches ist noch nicht gebaut. Es ist<br />
aber auch keine neue Erfindung, sondern nur ein System, das lediglich verschiedene<br />
Disziplinen bekannter und erprobter Technik zusammenführt.<br />
Vergleichbare Projekte hinsichtlich Microtrenching, Flüssigbodenbettung, lange Seekabel,<br />
HGÜ-Stationen, Reinraumfertigung gibt es jedoch zuhauf.<br />
23. Zur Wirtschaftlichkeit (Seite 5 Mitte)<br />
23.1. Wenn man den Offshore- und den Onshorewindstrom, sowie den norwegischen Strom<br />
und jetzt auch noch den dänischen Strom über Schleswig-Holstein hinaus nach Bayern<br />
bringen will, dann muss man auch länderübergreifend denken.<br />
Wir haben das getan und den anliegenden alternativen Netzausbauplan auf Basis des<br />
Bundesbedarfsplans entworfen.<br />
In diesem Plan nimmt Schleswig-Holstein insofern eine Sonderrolle ein, weil hier 9 Gigawatt<br />
eingesammelt werden sollen, die dann über lediglich 2 x 1,3 GW HGÜ-Freileitungen nach<br />
Süden abgeführt werden sollen. Unser Plan sieht daher im ersten Step wenigstens 3 GW<br />
vor.<br />
Das Einsammeln setzt eine vergleichsweise größere Anzahl von HGÜ-Stationen voraus, die<br />
den Kostenansatz für Schleswig-Holstein für sich betrachtet erhöht.<br />
Im Bundesschnitt relativiert sich das aber derart, dass die dargestellte bundesweite HGÜ-<br />
Erdkabeltrasse bis zum südlichen Lastzentrum bei Mannheim mit 1,86 Mio. Euro/km sogar<br />
billiger ist als die umstrittenen Freileitungstrassen.<br />
Die Gesamtkosten des Konzeptes belaufen sich auf ca. 6 Mrd. Euro incl. 6 neuer<br />
Kabelfertigungsanlagen und incl. der kostengünstigen Beilegung von Glasfaserkabeln zur<br />
Breitbandvernetzung von Niebüll bis Mannheim.<br />
Wir verweisen hier auf die anliegende diesbezügliche Excel Tabelle und unsere<br />
Pressemitteilung.<br />
Ihr Kostenansatz von 1,2 bis 1,6 Mio. Euro/km deckt sich im Übrigen nicht mit der IZES-<br />
Studie, die ein teilverkabeltes Freileitungssystem mit 1,81 bis 2,45 Mio. €/km beziffert<br />
(IZES Studie 2011, Seite 56).<br />
Die Teilverkabelung, um die Sie zumindest im Bereich der Eiderniederung wohl kaum<br />
herumkommen, treibt diese relativen Kosten nach oben, was allerdings auf die Ausführung<br />
in Drehstromtechnik zurückzuführen ist. Unser System ist deutlich einfacher.<br />
Ehrlicherweise gehören aber auch noch andere externe Kosten dazuaddiert wie z.B.:<br />
• Gemeindeumlage von 40.000 Euro pro km nach § 5 der Stromnetzentgeltverordnung<br />
• Vogelschutzmaßnahmen<br />
• Ausgleichsmaßnahmen für den erheblichen landschaftserheblichen Eingriff<br />
• Prozesskosten für die Einweisungen in andere Besitzverhältnisse (vulgo: Enteignungen)<br />
• Konsultationskosten<br />
• Verzögerungskosten nach der bekannten IZES-Studie 2011 Seite 90<br />
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24
Zu Ihrem Unterpunkt 1: Offenbar beherrschen wir den Dreisatz noch. Der<br />
Schaltanlagenhersteller hat das Ergebnis mit 84 Mio. Euro für eine 1 GW HGÜ-Station<br />
jedenfalls bestätigt. Dass er sich im Rahmen des Fachgespräches nicht festlegen wollte,<br />
gehört zu den selbstverständlichen kaufmännischen Gepflogenheiten. Unser Kostensatz<br />
war vermutlich auch zu hoch. Wir hatten uns da auf die sichere Seite gelegt. Wenn die<br />
TenneT und auch die Bundesnetzagentur für eine 0,9 GW Station 117 bis 200 Mio. Euro<br />
veranschlagen, sagt das nur etwas über die Marge aus, die man bereit ist den Herstellern<br />
zuzugestehen.<br />
Die von uns angesetzten 84 Mio. Euro pro GW Station beinhalten auch die Schaltanlagen<br />
und die Baustraßen ab der nächstgelegenen Bundes- oder Landstraße. Pauschal haben wir<br />
für Straßen und Straßenreparaturen insgesamt 7,2 Mio. Euro angesetzt.<br />
Für Ausgleichsmaßnahmen insgesamt 432.000 Euro.<br />
Wenn die Kosten für Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nicht feststellbar sind, beschränkt<br />
sich die Ersatzzahlung auf höchsten 7 Prozent der Investitionssumme (§ 6 Abs. 1 Satz 1<br />
NAGBNatSchG). Da es sich hinsichtlich des naturschutzfachlichen Eingriffs nur um drei<br />
Hallen mit 3 x 4.700 m² = 14.100 m² für insgesamt 2.368.800 Euro (168 €/m²) handelt,<br />
liegen die Kosten der Ausgleichsmaßnahme bei ca. 165.816 Euro. Rechnet man 6 Hallen<br />
betragen die Ausgleichszahlungen 331.632 Euro.<br />
Mit 432.000 Euro für Ausgleichsmaßnahmen liegen wir also im grünen Bereich.<br />
Richtig ist, dass netztechnisch sechs statt drei Konverter notwendig sind. Wie bereits oben<br />
erwähnt, muss man aber die drei Konverter in Brunsbüttel oder Wilster rechnerisch der<br />
geplanten HGÜ-Nord Süd Trasse zuschlagen.<br />
Zu Ihrem Unterpunkt 2. Leider haben wir für unsere Kostenschätzung keine Firmen<br />
gefunden, die nicht am Vertrieb interessiert sind. Firmen, die kein Gewinnstreben haben,<br />
werden vom Finanzamt steuerlich auch nicht lange geduldet. Selbst die TenneT strebt nach<br />
Gewinn.<br />
Zur Sache: Wir haben verschiedene deutsche Tiefbaufirmen angefragt und auch die<br />
Bodenverhältnisse mit Marsch und Geest entsprechend der nachstehenden<br />
Bodenkartierung vorgegeben.<br />
http://www.umweltdaten.landsh.de/nuis/upool/gesamt/geologie/boden_sh.pdf<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
Auf der Dyckhorst 1<br />
38539 Müden Aller<br />
Tel.: 05375-6814<br />
Mobil: 0170 77 20 341<br />
www.infranetz.de<br />
Aufsichtsrat: Ingo Rennert (Vorsitz)<br />
Sabine Rennert, Swantje Nakata<br />
Vorstandsvorsitzender:<br />
Dipl.-Wirtsch.Ing. Claus Rennert<br />
Registergericht: Braunschweig<br />
Handelsregisternr.: 203 645<br />
25
Sicherheitshalber haben wir eine durchschnittliche Bodenklasse von 5 angefragt. (Schwer<br />
lösbare Bodenarten nach Bodenklassen 3 und 4, jedoch mit mehr als 30 Gew.-% Steinen<br />
von über 63 mm Korngrösse bis zu 0,01 m³ Rauminhalt. Ebenso nichtbindige und bindige<br />
Bodenarten mit höchstens 30 Gew.-% Steinen von über 0,01 m³ bis 0,1 m³ Rauminhalt<br />
sowie ausgeprägt plastische Tone, die je nach Wassergehalt weich bis fest sind).<br />
Die Fa. Kollmer aus Kirchthumbach in Bayern hat uns dafür ein Angebot gemacht, zunächst<br />
unverbindlich, wie es in diesem Projektstadium auch üblich ist.<br />
Wenn solche Angebote verbindlich werden müssen, dann werden bei diesem<br />
Auftragsumfang viele Tiefbaufirmen mitbieten und die Kosten bleiben schon deshalb im<br />
Rahmen.<br />
Zu Ihrem Unterpunkt 3. Die Transportkosten gehen auf ein längeres Telefonat mit einem<br />
Reeder zurück. Sicherheitshalber hat er die Berg- und Talfahrt über 500 km einkalkuliert.<br />
Der Kostenrahmen liegt auf der sicheren Seite. Die Fa. Rhenus-Midgard, mit der wir in<br />
Bremen gesprochen haben, sieht im Transport zudem kein Problem.<br />
Dass sich in unserer Kostenkalkulation die Kosten auf den Euro genau ergeben, liegt<br />
schlicht daran, dass sich die Summe in der vernetzten Excel Tabelle automatisch ergibt,<br />
wenn man 198 Kabelmodule durch eine Transportkapazität von 7 Kabeltrommeln teilt und<br />
das ganze mit 30.000 Euro pro Transport multipliziert.<br />
Zu Ihrem Unterpunkt 4. Die Kosten des condition monitorings haben wir aus einer Studie<br />
von Prof. Oswald von der TU-Hannover aus 2007 abgeleitet.<br />
Richtig, aber von der Methodik doch nicht falsch. Genau dafür sind solche Studien da.<br />
Auch hier haben wir uns auf die sichere Seite gelegt. Prof. Oswald rechnet bei einer 108 km<br />
langen Trasse mit 12 Kabeln pro Kabelkilometer mit 386 Euro, während wir den<br />
Kabelkilometer mit 1.000 Euro angesetzt haben.<br />
Die von Ihnen gewählten Begrifflichkeiten „Lehrbucheintrag“ und „ Dreisatz“ sollen<br />
vermutlich unsere Berechnungen diskreditieren. Wir können Ihnen aber versichern, dass es<br />
sich bei der Studie von Prof. Oswald zur Salzburgleitung nicht um einen Lehrbucheintrag<br />
handelt und wir schon lange nicht mehr mit dem Dreisatz, sondern lieber mit<br />
Proportionalgleichungen arbeiten.<br />
Zu Ihrem Unterpunkt 5. Auch in diesem Punkt liegt ein Missverständnis vor. Offenbar<br />
haben wir das Prinzip noch nicht deutlich genug dargestellt. Dafür bitten wir um Nachsicht.<br />
Sie gehen davon aus, dass pro Doppelkabel zunächst alle 3 km eine Koppelstationen<br />
gesetzt wird und danach die Kabel auf den Zentimeter genau angefertigt werden. So ist das<br />
natürlich nicht und das wäre, wie Sie ganz richtig darstellen, planerisch und logistisch gar<br />
nicht zu leisten.<br />
Bei konventioneller Kabelverlegung mit unterirdischen Muffenbauwerken und cross-bonding<br />
Kästen im Abstand von 800-1.000 m wird erst das Kabel mit Überlängen von 2 x 3 m verlegt<br />
und an dieser Stelle dann das Muffenfundament eingeschalt und betoniert. Danach wird der<br />
Muffencontainer darübergehoben und die Kabel abgelängt und vermufft, wobei jedes Mal<br />
ein Kabelverschnitt von 6 m abfällt.<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
Auf der Dyckhorst 1<br />
38539 Müden Aller<br />
Tel.: 05375-6814<br />
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Sabine Rennert, Swantje Nakata<br />
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Dipl.-Wirtsch.Ing. Claus Rennert<br />
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Bis auf die Muffen, die Muffenabstände, das Einschalen der Muffenfundamente, das<br />
Betonieren mit Ortbeton, den Kabelcontainer und den Kabelverschnitt ist der Ablauf beim<br />
<strong>Infranetz</strong> System ganz ähnlich.<br />
Die <strong>Infranetz</strong> Kabel haben bei einem gewähltem Leiterquerschnitt von 2.500 mm² eine<br />
Maximallänge von 3 km, die sich aus Biegeradien, Brückenhöhen und Schiffsbreiten ergab.<br />
Kürzere Längen, die sich aus örtlichen Gegebenheiten oder beispielsweise bei den<br />
Unterquerungen des NO-Kanals oder der Eiderniederung ergeben sind selbstverständlich<br />
möglich.<br />
Das ist der erste Freiheitsgrad.<br />
Der zweite Freiheitsgrad ergibt sich aus der Tatsache, dass, genau wie bei der<br />
konventionellen Verlegung, erst die Kabel verlegt werden und die Koppelstationen nach<br />
dem Verbinden der Kabelendverschlüsse über eine Sammelschiene die vorgefertigte<br />
Koppelstation einfach darüber gestülpt wird.<br />
Wir haben volles Verständnis dafür, dass das Westküstenprojekt später nicht in einem Zug<br />
mit Stuttgart 21, dem Berliner Flughafen oder gar der Elbphilharmonie genannt werden soll.<br />
Dass das Projekt, egal ob Freileitung oder Kabel, aber von Firmen gebaut wird, die am<br />
Vertrieb interessiert sind, können Sie nicht verhindern. Die TenneT mag sich vielleicht so<br />
darstellen, ist aber genau wie ihre Sublieferanten auch gewinnorientiert. Das darf man nicht<br />
vergessen.<br />
Weil Sie es wiederholt, erwähnen noch mal zu Ihrem Problem mit DIN-A4 Seiten. Das<br />
jüngste Papier zu den Sparplänen des Bundesfinanzministers über 6 Milliarden besteht<br />
auch nur aus einer DIN-A4-Seite.<br />
http://www.welt.de/print/die_welt/politik/article113147876/Wahlkampf-um-den-Haushalt.html<br />
Die Verdoppelung der Konverterstationen von drei auf sechs hatten wir schon mehrfach<br />
erklärt. Drei davon sind rechnerisch den Nord-Süd Verbindungen zuzurechnen. Würden Sie<br />
unserem anliegenden Vorschlag des bundesweiten Konzeptes nähertreten, dann reden wir<br />
über mindestens 22 Konverterstationen incl. den drei Stationen in Niebüll, Husum und<br />
Heide. In diesem Fall haben wir uns einen Mengenrabatt eingerechnet und die Stationen<br />
mit 80 statt 84 Mio. Euro angesetzt, was vermutlich auch noch viel zu hoch ist.<br />
Setzen Sie sich für diesen Plan ein, dann gehen die Kosten für den Systembereich<br />
Schleswig-Holstein im Grundrauschen unter. Unter diesen Voraussetzungen kann man für<br />
Schleswig-Holstein leicht auch noch eine Übertragungsleistungserhöhung über 9 GW statt 3<br />
GW heraushandeln.<br />
Mit diesem Plan ist dann auch der gegriffene Mehrkostenfaktor von 2,75 endlich vom Tisch.<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
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Zum Schluß fragen Sie: Ist das <strong>Infranetz</strong> ein verantwortbares Konzept für die<br />
Westküste?<br />
Wir haben nun alle vorgebrachten Argumente widerlegt und fassen zusammen:<br />
1. Die Technik des <strong>Infranetz</strong> Vorschlages ist keine neue Erfindung. Der Vorschlag bündelt<br />
lediglich eine Reihe von erprobten, ausgereiften und sofort umsetzbaren technischen<br />
Konzepten. Diese Bündelung erhöht die Qualität und die Lebensdauer einer<br />
Kabelanlage. Das System stützt das vorhandene Netz in vorteilhafter Weise.<br />
2. Wirtschaftlich, und insbesondere bei der bundesweiten Betrachtung, ist das <strong>Infranetz</strong><br />
billiger als das Freileitungskonzept und damit die wirtschaftlichere Lösung.<br />
3. Zeitlich gesehen ist das <strong>Infranetz</strong> System im Vorteil. Freileitungen können heute nur<br />
gegen den massiven Widerstand der Bevölkerung gebaut werden. Jahrelange<br />
Enteignungsprozesse werden den Bau verzögern und die Kosten höher treiben.<br />
4. Rechtlich ist das <strong>Infranetz</strong> Konzept mit den neuen Mehrheitsverhältnissen im Bundesrat<br />
umsetzbar.<br />
5. Politisch ist das Konzept verantwortbar, weil es bei den Bürgern, Wählern,<br />
Hausbesitzern, Naturschützern, Ornithologen, Landwirten, Eltern, Ärzten, usw. 94 %<br />
Akzeptanz genießt.<br />
Die Antwort müsste also ja sein.<br />
Sehr geehrter Dr. Habeck,<br />
ob wir Sie nun überzeugen konnten, wissen wir nicht. Wenn das aber der Fall ist, dann<br />
können Sie sich auch mit aller Kraft für das Konzept einsetzen und uns mit der TenneT und<br />
der Bundesnetzagentur zusammenbringen. Gern sind wir bereit, gemeinsam mit der<br />
TenneT das Projekt umzusetzen.<br />
Die von Ihnen empfohlene Förderinitiative „Zukunftsfähige Stromnetze“ betrifft, wie Sie ganz<br />
richtig feststellen, lediglich Projekte, die sich durch ein hohes wissenschaftliches und<br />
technisches Risiko auszeichnen.<br />
Das <strong>Infranetz</strong> bündelt lediglich erprobte, ausgereifte und sofort umsetzbare technische<br />
Konzepte und zählt daher nicht dazu.<br />
Die Initiative wird wohl den schnellen Einsatz von zukunftsfähigen Konzepten auf die lange<br />
Bank schieben.<br />
Das kann nicht wirklich in Ihrem und im Sinne der schleswig-holsteinischen Bürger sein.<br />
Sie haben es in der Hand, den Bundesbedarfsplan so umzugestalten, dass das<br />
Westküstenkabel in den gesamten Kostenrahmen mit eingebaut wird, weil das bedeutende<br />
Windstromlieferland Schleswig-Holstein als einer der Hauptgründe für die Nord-Süd<br />
Transferleitungen gilt.<br />
Die Umlage für den Netzentwicklungsplan wird nicht länderspezifisch aufgeteilt, sondern an<br />
alle deutschen Stromkunden weitergereicht.<br />
<strong>Infranetz</strong> Aktiengesellschaft<br />
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Bitte geben Sie diese Gegendarstellung den Beteiligten im Dialogprozess ebenfalls zur<br />
Kenntnis.<br />
Auch wir bedanken uns für Ihren Einsatz und Ihr Engagement in dieser Sache.<br />
Hochachtungsvoll<br />
Ingo Rennert, Aufsichtsratsvorsitzender der <strong>Infranetz</strong> AG<br />
Müden/Aller d. 27.01.13<br />
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