Stellungnahme d APG zur KEMA-Dresden-Studie v11 080430ig-erdkabel.at/uploads/media/APG_Stellungnahme_zur_KEMA_Studie_2008.pdfMag. Claudia Schönegger (Terra Cognita) FGH – Forschungsgemeinschaft

APG-Stellungnahme zur

„Machbarkeitsuntersuchung zur Gesamt- oder

Teilverkabelung der 380-kV-Leitung ,St. Peter – Tauern‘ im Bundesland Salzburg“

Bericht-Nr.: 07-42746.01-C Dresden, 27. Januar 2008

der

KEMA IEV GmbH, Dresden (Projektleiter DI Jörg Zillmer)

Verfasser: Verbund-Austrian Power Grid AG Expertenbeiträge / Gutachten: Dr. Pietro Beritelli (Universität St. Gallen) O.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner (TU Wien) Univ. Prof. Dkfm. Dr. Fritz Karmasin (Gallup Institut) DI Martin Kühnert (Ziviltechniker) Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Norbert Leitgeb (TU Graz) Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik (IWI) Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Lothar Fickert (TU Graz) DI Helmut Reisinger (ETR) Ao.Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Herwig Renner (TU Graz) Mag. Claudia Schönegger (Terra Cognita) FGH – Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft KPMG Financial Advisory Services Wittmann, Rücker, Kyek & Ellmauthaler Institut für Ökologie

Wien, April 2008

APG-Stellungnahme zur KEMA-Dresden-Studie

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Inhaltsverzeichnis I. Executive Summary ........................................................................................................ 5 II. Einleitung....................................................................................................................... 11 III. Bedeutung der Salzburgleitung ..................................................................................... 13

III.1. Aufgaben der VERBUND-APG ..................................................................................... 13 III.2. Funktion und Bedeutung des Übertragungsnetzes ....................................................... 14 III.3. Besonderheiten und Vorteile des Ring-Konzeptes........................................................ 16 III.4. Vorteile der 380-kV-Salzburgleitung für das Land Salzburg ......................................... 17

IV. Grundlegendes zur Verkabelungsfrage und Hintergrund zur KEMA-Dresden-Studie . 19

IV.1. APG Voraussetzungen für Verkabelungen ................................................................... 19 IV.2. Historie der KEMA-Dresden-Studie............................................................................... 20

V. Fachliche Beurteilung der einzelnen Themen der KEMA-Dresden-Studie .................. 23

V.1. Die Verkabelungs-Vorschläge der KEMA-Dresden sind praxisfremd ........................... 24 V.2. Kabel in der Salzburgleitung ist nicht „Stand der Technik“............................................ 65 V.3. KEMA-Dresden verändert mit Netzpartnern abgestimmte APG-Planungsszenarien.... 69 V.4. Risiken bei der Betriebsführung .................................................................................... 79 V.5. „Machbarkeit“ obwohl Berücksichtigung von vorgeschriebenen Grenzwerten definitiv

nicht gegeben.............................................................................................................. 128 V.6. Massive finanzielle Risiken durch zu vorteilhafte Kosten-Darstellung der

Verkabelung ................................................................................................................ 137 V.7. Netztarifliche Auswirkungen zu niedrig dargestellt...................................................... 148 V.8. Raumplanung, Geologie.............................................................................................. 154 V.9. Volkswirtschaftlichen Auswirkungen ........................................................................... 177

VI. Grundsätzliche Kritik an der KEMA-Dresden-Studie................................................... 193

VI.1. Methodische Herangehensweise der KEMA-Dresden-Studie..................................... 193 VI.2. Qualität der KEMA-Dresden-Studie ............................................................................ 197 VI.3. Aussagen der einzelnen Fachkapitel stimmen nicht immer überein ........................... 201

VII. Konsequenzen einer (Teil-)Verkabelung..................................................................... 204

VII.1. Genehmigungsfähigkeit von Teilverkabelungen problematisch .................................. 204 VII.2. (Teil-)Verkabelung erfordert Verbleib der 220-kV-Leitungen ...................................... 205

VIII. Quellenverzeichnis ...................................................................................................... 208 Beilagen ........................................................................................................................................ 209


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Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: APG Regelzone ......................................................................................................... 13 Abbildung 2: Grafik zur Stromverbrauchssteigerung in Österreich................................................. 15 Abbildung 3: Übertragungsnetz der APG, Lücken im 380-kV-Ring ................................................ 16 Abbildung 4: Bild 3-23 der KEMA-Dresden-Studie ......................................................................... 33 Abbildung 5: Vergleich vorgeschlagener Trassenquerschnitte....................................................... 34 Abbildung 6: Auszug aus der Tabelle 1 des Berichts A 21 der internationalen Kabel-Konferenz

JICABLE (2007) [QV7] ............................................................................................... 34 Abbildung 7: Vergleich der Kapazitäten ausgeführter Kabel-Leitungen ......................................... 36 Abbildung 8: Typische Übertragungsleistungen von Freileitungen und Kabeln.............................. 37 Abbildung 9: Cigre-Bericht B1-102/2006 – The 400kV Vienna North Input .................................... 49 Abbildung 10: Cigre-Bericht B1-302/2006 – Tabelle 5.1 zum Turbigo-Rho-Erdkabel, Lastfaktor... 50 Abbildung 11: Stromübertragungskapazität.................................................................................... 53 Abbildung 12: Auszug: Punkt 2.1.103 der ÖVE ÖNORM EN 50341 .............................................. 81 Abbildung 13: KEMA-Dresden Studie – Tabelle 3-8....................................................................... 81 Abbildung 14: Cigre-Broschüre Nr. 338, 2007 – Statistik zu Wechselstrom-Erdkabeln.................. 84 Abbildung 15: Auszug aus dem Papier der KEMA/USA ................................................................. 85 Abbildung 16: „Badewannenkurve“................................................................................................. 90 Abbildung 17: Vergleich der Investitions-Kosten für ausgeführte 380-kV-Freileitungen und 380-kV-

Kabelleitungen in EUR/MW/km ................................................................................ 138 Abbildung 18: Studien und Projekte von Freileitungen und Kabelsystemen ................................ 140 Abbildung 19: Raumplanungsbilanz St. Veit ................................................................................. 165 Abbildung 20: Raumplanungsbilanz Bruck ................................................................................... 165 Abbildung 21: Raumplanungsbilanz Eugendorf ............................................................................ 166 Abbildung 22: Raumplanungsbilanz Salzburgleitung.................................................................... 166 Abbildung 23: Raumplanungsbilanz Salzburgleitung.................................................................... 167 Abbildung 24: Tabelle 6-1 der KEMA-Dresden-Studie ................................................................. 179 Abbildung 25: Positive und negative Wertschöpfungseffekte der Freileitung, Teil- und

Vollverkabelung lt. Daten der KEMA-Dresden ......................................................... 189 Abbildung 26: Präsentation Vorgangsweise KEMA-Dresden 06.07.2007 .................................... 193 Abbildung 27: Präsentation Vorgangsweise KEMA-Dresden 28.01.2008 .................................... 194


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Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Vergleich der in der KEMA-Dresden-Studie behandelten Kabelsysteme ...................... 28 Tabelle 2: Vergleich ausgeführter Kabel-Leitungen mit dem Vorschlag der

KEMA-Dresden-Studie .................................................................................................. 35 Tabelle 3: Abschnittslängen Vollverkabelung ................................................................................. 61 Tabelle 4: Teilverkabelung Abschnittslängen ................................................................................. 62 Tabelle 5: Übersicht Kabellängen je Trommel ................................................................................ 64 Tabelle 6: Umrechnung der Angaben aus dem Papier der KEMA/USA auf Kilometer durch die

APG............................................................................................................................... 85 Tabelle 7: Vergleich der Nichtverfügbarkeiten der KEMA USA Präsentation mit Freileitung KEMA-

Dresden-Studie ............................................................................................................. 86 Tabelle 8: Nichtverfügbarkeiten ...................................................................................................... 86 Tabelle 9: Übersicht Zeitdauer von Ausfällen von Kabel-Leitungen ............................................... 88 Tabelle 10: Übersicht Zeitdauer von Ausfällen von Freileitungen................................................... 89 Tabelle 11: Anzahl der notwendigen Kompensationsspulen .......................................................... 98 Tabelle 12: Vergleich der Gesamtinvestitionskosten .................................................................... 139 Tabelle 13: Re-Investitonskosten für Freileitung und Verkabelung .............................................. 144 Tabelle 14: Betriebskosten Freileitung pro Jahr ........................................................................... 146 Tabelle 15: Kostensteigerung der Elektrizitätsnachfrage.............................................................. 149


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I. Executive Summary

KEMA-Dresden-Machbarkeitsuntersuchung weckt nicht erfüllbare Hoffnungen. Eine (Teil-) Verkabelung im österreichischen Höchstspannungsring ist nicht verantwortbar. Die vorliegende Stellungnahme der VERBUND-Austrian Power Grid AG (APG) wurde durch exter-ne Experten und die Mitarbeiter der APG erstellt. Folgende Institutionen und Personen haben Bei-träge zur vorliegenden Stellungnahme verfasst:

Univ.-Prof. Dr. Mikuláš Luptáčik (IWI; WU-Wien) Dipl.-Ing. Helmut Reisinger (ETR) Univ.-Prof. Dr. Günther Brauner (TU-Wien) Univ.-Prof. Dr. Lothar Fickert, Ao. Univ. Prof. Dr. Herwig Renner (TU-Graz) Univ.-Prof. Dr. Norbert Leitgeb (TU-Graz) Dipl.-Ing. Martin Kühnert (Allg. beeid. u. gerichtl. zert. Sachverständiger) Mag. Claudia Schönegger (Terra Cognita) Univ.-Prof. Dkfm. Dr. Fritz Karmasin (gerichtlich beeideter Sachverständiger) FGH - Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft Dr. Pietro Beritelli (Universität St. Gallen) H. Wittmann, Th. Rücker, M. Kyek (Institut für Ökologie) KPMG Financial Advisory Services

Die VERBUND-Austrian Power Grid AG (APG) ist der größte österreichische Übertragungsnetz-betreiber. Die APG unterliegt als Aktiengesellschaft dem Aktienrecht und arbeitet als Netzbetreiber im regulierten Bereich. Das bedeutet, dass die Festsetzung der Tarife der Prüfung und Festlegung durch die zuständige Behörde E-Control unterliegt. Die APG ist gemäß Gesetz (ElWOG) für den sicheren, kostengünstigen und umweltgerechten Betrieb sowie den zukunftsorientierten Ausbau des österreichischen Höchstspannungsnetzes und die Aufrechterhaltung der Versorgungssicher-heit mit elektrischer Energie in Österreich verantwortlich. Dringender Handlungsbedarf beim Netzausbau Das Übertragungsnetz stammt teilweise noch aus den fünfziger und sechziger Jahren des vorigen Jahrhunderts und wird dem massiv angewachsenen und weiter steigenden Stromverbrauch und der Erzeugung von erneuerbarem Windstrom nicht mehr gerecht. Zur langfristigen Gewährleistung der österreichischen Versorgungssicherheit ist der weitere Ausbau – und insbesondere der Lü-ckenschluss im 380-kV-Netz – daher dringend erforderlich. Das APG-Netz ist ein wesentlicher Teil des europäischen UCTE-Höchstspannungsnetzes, daher muss die APG die europäischen Ver-pflichtungen, Normen und Sicherheitsbestimmungen einhalten. „Der Strombedarf in Österreich und Europa steigt derzeit weiterhin stark an. Durch Maßnahmen zur Effizienzsteigerung oder zum Energiesparen kann der Anstieg nur teilweise vermindert werden, da neue Anwendungen hinzukommen wie Elektromobilität, Wärmepumpen, Klimaanlagen, Auswei-tung von automatisierten Produktionsverfahren und verstärkte Nutzung von Informations- und


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Kommunikationstechnologie.“ (Zitat von Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner – siehe Bei-lage 5) Die APG hat den 380-kV-Ring gewählt, weil er die geringstmögliche Landschaftsinanspruchnahme mit einem Minimum an Umweltbelastung und der größtmöglichen Sicherheit und Effizienz verbin-det. Für die Gewährleistung höchstmöglicher Sicherheit ist der Einsatz erprobter, bewährter, leis-tungsfähiger und absolut zuverlässiger Technik eine unabdingbare Voraussetzung. Länger anhal-tende Ausfälle würden sonst zu länger anhaltenden Versorgungslücken führen können. Die Realisierung der Salzburgleitung hat höchste Dringlichkeit Da der Strombedarf im Bundesland Salzburg (insbesondere Großraum Salzburg) nicht durch Ei-genproduktionen abgedeckt werden kann, stellt die Salzburgleitung die wichtigste Verbindung zum Höchstspannungsnetz dar. Nur so kann auch in Zukunft genügend Strom für die Salzburger Bevöl-kerung und Wirtschaft geliefert werden. Die Salzburgleitung stellt als zentraler Bestandteil des österreichischen 380-kV-Rings eine Grund-voraussetzung für die langfristige Versorgungssicherheit Österreichs dar. Die Salzburgleitung ist auch Grundvoraussetzung für die Realisierung der Ziele zur Erhöhung der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien. Der Windkraftausbau im Norden und Osten sowie die dringend erforderli-che Steigerung der Produktionskapazität aus Pumpspeicher-Wasserkraftwerken stellen ganz spe-zifische Anforderungen an die Salzburgleitung. Nur mit einer entsprechenden Übertragungsleis-tung und Dimensionierung kann der Windstrom zu den großen Pumpspeicher-Wasserkraftwerken transportiert werden, wo aus Windstrom erneuerbare Wasserkraft wird. Weiters ist eine zusätzliche Anspeisung des Salzburger Netzes im Pongau dringend nötig. „Die 380-kV-Salzburgleitung ist als Teil des österreichischen 380-kV-Ringes von hoher Bedeutung für die Versorgungssicherheit und für eine nachhaltige Energieversorgung Österreichs.“ (Zitat von Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner – siehe Beilage 5) Die APG-Forderungen zur Beauftragung der KEMA-Dresden-Studie: 1. Kabel darf kein Flaschenhals im Übertragungsnetz sein. Die Dimensionierung der Freileitung von 2.300 MW (thermische Grenzleistung) ist Grundlage der Untersuchung. 2. Netzbetriebliche Risiken dürfen durch ein Kabel nicht steigen. Vom Auftraggeber der KEMA-Dresden wurde der APG zugesagt:

• Untersuchung aller relevanten Netzbetriebsszenarien und Klärung aller netztechnisch rele-vanten Fragen mit der nötigen Tiefe

• Besondere Berücksichtigung der Netzbetriebssicherheit im 380-kV-Ringsystem • Ganzheitliche und tiefgehende Beantwortung aller Fragen des Fragenkatalogs der APG


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Die von der Salzburger Landesregierung beauftragte und von KEMA-Dresden durchgeführte „Machbarkeitsuntersuchung zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung, St. Peter – Tauern‘ im Bundesland Salzburg“ bringt für die VERBUND-Austrian Power Grid AG (APG) keine neuen Erkenntnisse. Allerdings kritisiert APG die methodische Vorgangsweise und die inhaltliche Ausarbeitung. Weiters widerspricht sich die KEMA-Dresden-Studie in einer Reihe von zentralen Punkten. 1. Energiewirtschaftliche Grundlagen der österreichischen Netzplanung wurden von KEMA-Dresden verändert KEMA-Dresden hat die von der APG zur Verfügung gestellten Netzszenarien abgeändert, um eine (Teil-)Verkabelung als mögliches System für die 380-kV-Salzburgleitung darstellen zu können. Die Netzstruktur für die Berechnungen wurde verändert. Damit wurde die erforderliche Leitungskapazi-tät gegenüber den Anforderungen deutlich und unzulässig reduziert. Konsequenzen:

• Die von KEMA-Dresden ermittelten Anforderungen an die Salzburgleitung sind zu gering.

• Die Kabeldimensionierung mit den gewählten Annahmen führt zu unrichtigen Ergebnissen.

• Kabel der KEMA-Dresden bewirkt Flaschenhals. 2. Die Übertragungskapazität des KEMA-Dresden-Kabels ist unrichtig und viel zu hoch an-gegeben Alle europaweit ausgeführten Kabel haben wesentlich geringere Übertragungskapazitäten als die von KEMA-Dresden behauptete Kapazität, „die thermische Auslegung der Anlage (ist) völlig von üblichen Kriterien entfernt.“ (Zitat von Dipl.-Ing. Helmut Reisinger – siehe Beilage 3) KEMA-Dresden hat bei der Kapazitätsberechnung eine für das Projektgebiet zu seichte – nämlich nur 1,2 Meter tiefe – Verlegung vorgeschlagen. Querungen von Straßen, Bächen und Flüssen würden eine tiefer Legung erfordern, EMF-Grenzwerte wurden nicht untersucht und es wurden un-realistische Bodenkennwerte mit gutem Wärmeabtransport herangezogen. Weiters wurde als Last-faktor einer für Verteilernetze anstatt für Übertragungsnetze angewandt und es wurden keine Re-serven in der Kabeldimensionierung vorgesehen. Real ist nur eine um mind. 40 % geringere Transportkapazität pro System realistisch. National und international ausgeführte Kabelprojekte bestätigen dies. Damit ist ein massiver Engpass im 380-kV-Ring vorprogrammiert.


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3. Risiko von Kabelausfällen weit unterschätzt Es wurde eine Statistik verwendet, die bekannte Kabelausfälle (z.B. Berlin, Mailand, Wien) nicht beinhaltet. In der Darstellung wurden fehlerbedingte Ausfälle fachlich völlig unzulässig mit geplan-ten Abschaltungen gleichgesetzt und addiert, allerdings sind „geplante und ungeplante Abschal-tungen keineswegs gleichwertig für die Betriebsführung eines Netzes zu sehen […] und eine Addi-tion damit unzulässig.“ (Zitat von Ao.Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Herwig Renner – siehe Beilage 6) Die Berechnungsmethodik der KEMA-Dresden verletzt die in Österreich verbindliche ÖVE / ÖNORM-EN 50341 [QV8]. Die Nichtverfügbarkeit (Ausfallshäufigkeit x Ausfalldauer) von Kabelsystemen wurde infolgedessen völlig unterbewertet. Tatsächlich ist sie bedeutend höher als bei Freileitungen. KEMA USA führt im Gegensatz zur KEMA-Dresden-Untersuchung aus, dass das Ausfallsrisiko von Kabeln sehr hoch ist. Unter Annahme der von KEMA-Dresden angegebenen Ausfalldauer ergibt sich eine Nichtverfügbarkeit von Kabeln, die 56-mal (optimistischster Wert) bis zu 874-mal so hoch wie bei Freileitungen ist. Auch Prof. Oswald stellt in seiner aktuellen Studie [QV1] fest, dass die Nicht-verfügbarkeit von Kabeln mindestens 40-mal höher ist als bei Freileitungen. 4. Negative Erfahrungen mit Kabeln und zahlreiche Kabelfehler wurden nicht berücksichtigt Das hohe Ausfallrisiko von 380-kV-Kabelsystemen wird durch zahlreiche dokumentierte lang an-haltende Ausfälle belegt. Diese Erfahrungen mit Ausfällen von 380-kV-Kabelanlagen in Wien, Mai-land und Berlin wurden von KEMA-Dresden nicht verwendet und nicht kommentiert. Dadurch er-scheint das Kabel vorteilhafter als es ist. Das oft zitierte Mailand-Kabel hatte in 1,5 Jahren bereits drei Schäden mit insgesamt vier Monaten Ausfall. In einem Fall dauerte allein die Fehlersuche ein Monat. Ein 220-kV-Kabel in Berlin ist nach mehreren Schäden und Explosionen seit Februar 2008 außer Betrieb. Da der Fehler nicht identifiziert werden konnte, wurde sogar die Betriebsbewilligung ent-zogen (Stand Mitte April 2008). Auch die Kabelverbindung in Wien weist bereits mehrere Schäden mit langen Reparaturzeiten auf. 5. Kabel ist nicht gleich Kabel Es ist allgemein bekannt, dass Höchstspannungskabel weltweit für eine Reihe von speziellen Funktionen, wie z.B. in den städtischen Verteilnetzen, eingesetzt werden. Die APG informiert sich laufend umfassend darüber und lässt die Erkenntnisse in ihre Planungen einfließen. In bestimmten anderen Funktionen und Verwendungszwecken – wie z.B. im Übertragungsnetz – werden Kabel weltweit nicht eingesetzt und sind nirgends erprobt. 380-kV-Kabel gibt es vereinzelt in Netzen mit abgeminderten Sicherheitserfordernissen, nicht aber in sensiblen Netzteilen, wie es der 380-kV-Ring ist. Beim österreichischen 380-kV-Ring, der in seiner Netzkonfiguration und -kapazität höchst spezifische Anforderungen stellt, erfüllen Kabelsysteme die Basisanforderungen nicht.


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6. Der Begriff „Stand der Technik“ wurde unrichtig eingesetzt Nach österreichischem Recht muss für die Anwendung des Begriffes „Stand der Technik“ die Vor-aussetzung „erprobt und erwiesen“ für den konkreten Verwendungszweck erfüllt sein. Das hat der unabhängige Umweltsenat jüngst in seinem Bescheid zur Salzburgleitung im Bereich von St. Peter bis Elixhausen ausdrücklich bestätigt. Gerade die lang anhaltenden Ausfälle an Kabel-systemen zeigen, dass die längere Erprobung unverzichtbar ist. Konsequenzen: • Das reale Risiko von Kabeln wird von KEMA-Dresden weit unterschätzt. Selbst

KEMA USA bestätigt ein hohes Ausfallrisiko. • Kabel sind für diesen Verwendungszweck nicht erprobt, ihre Funktion ist nicht als

erwiesen einzuschätzen. • Ein Kabel im 380-kV-Ring wäre ein unverantwortbares Experiment. 7. Die Auswirkungen auf die Raumordnung wurden unrichtig beurteilt Es wurde eine zu geringe Trassenbreite untersucht, denn es ist zumindest eine Breite der Trasse von 30 Metern notwendig. Dies war ursprünglich in der Fassung der KEMA-Dresden-Studie vorge-sehen, wurde jedoch ohne nähere Angabe nachträglich in der veröffentlichten Version abgeändert. In der Sichtbarkeitsanalyse der Freileitung wurde das Geländeprofil nicht berücksichtigt. Der Rückbau der 220-kV-Leitung wurde in der KEMA-Dresden-Untersuchung widersprüchlich be-urteilt – teilweise wird behauptet, die 220-kV-Leitung könnte abgebaut werden, in der Studie wird aber von der Notwendigkeit der 200-kV-Leitung z.B. zum Netzaufbau gesprochen. Die Synergien mit dem 110-kV-Netz der Salzburg AG im Sinne von Mitführungen und Abbau von Leitungen wurden ebenfalls nicht ausreichend berücksichtigt. Insgesamt wurde die Entlastung von ca. 250.000 m² Baulandfläche durch den Abbau von Freileitungen – bei der Realisierung der Salz-burgleitung als Freileitung – nicht ordnungsgemäß berücksichtigt. Die Konfliktanalyse wurde methodisch sehr fragwürdig erstellt. „Hinzu kommt, dass auf einer statis-tisch völlig unzureichenden Basis mit einer oberflächlichen und intransparenten Erhebungsmetho-dik Aussagen zu einer allgemeinen Stimmungslage bzw. einem Konfliktpotential getroffen wurden.“ (Zitat von Univ. Prof. Dkfm. Dr. Fritz Karmasin – siehe Beilage 15) Die Konfliktanalyse der KEMA-Dresden-Studie lässt somit keine verwertbaren Schlüsse zu. Weitere grobe Kritikpunkte: • Kosten unrichtig berechnet • Volkswirtschaftliche Auswirkungen unrichtig dargestellt • Tarifliche Auswirkungen unrichtig berechnet • EMF-Grenzwerte verletzt


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• Praxisfremde Angaben betr. Kabelneuverlegung am Ende der Lebenszeit in 30–50 Jahren • Geologische Risiken nicht berücksichtigt • Widersprüchliche Annahmen in der Raumplanung • Rückbau der 220-kV-Leitung unrichtig und widersprüchlich beurteilt Der Themenbereich Gesundheits- und Umweltschutz wurde in der KEMA-Dresden-Studie nicht näher untersucht. Diese Themenbereiche zählen zu den entscheidenden Kriterien in einem allfälli-gen Behördenverfahren und sind von größter Bedeutung für die Akzeptanz der Bevölkerung. In Österreich gelten 100 Mikrotesla als WHO-Grenzwert für elektromagnetische Felder. Die Kabel-variante von KEMA-Dresden überschreitet die Grenzwerte für elektromagnetische Felder (EMF) an der Erdoberfläche um das Doppelte (rund 200 Mikrotesla). Der von der Umweltbehörde geforderte Vorsorgewert von 1 µT (Mikrotesla) wird damit sogar um das 200-fache Überschritten. Resümee: Eine (Teil-)Verkabelung ist im 380-kV-Ring nicht umsetzbar Die APG kann sich dem Schluss der KEMA-Dresden nach eingehender Analyse, die in enger Zu-sammenarbeit mit namhaften externen Experten erstellt wurde, in keiner Weise anschließen. Die untersuchte und vorgestellte Kabellösung erreicht die Projektziele der 380-kV-Salzburgleitung nicht und würde einen massiven Engpass im österreichischen Höchstspannungsring darstellen. Eine (Teil-)Verkabelung im österreichischen Höchstspannungsring ist ein Experiment zu Lasten der Versorgungssicherheit, für das die APG – nicht zuletzt aufgrund ihres gesetzlichen Auftrags – die Verantwortung nicht übernehmen kann.


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II. Einleitung

In der vorliegenden Stellungnahme der APG zur Machbarkeitsuntersuchung der KEMA-Dresden werden die Aussagen der KEMA-Dresden zu den einzelnen Fachbereichen analy-siert und mit Hilfe von anerkannten Experten und Professoren bewertet. Die Vorgangsweise und Methodik der KEMA-Dresden wird ebenfalls betrachtet. Den einzelnen Fachkapiteln ist jeweils eine Executive Summary in roter Umrandung der Detailanalyse vorangestellt. Die Beurteilung der Antworten der KEMA-Dresden zum APG-Fragenkatalog sind blau hinterlegt. Die KEMA-Dresden-Studie wurde im Auftrag der Salzburger Landesregierung erstellt. Grundlage war eine Vereinbarung zwischen der Salzburger Landesregierung und der APG über die gutachterliche Prüfung einer (Teil-)Verkabelungsvariante im zweiten Abschnitt der 380-kV-Salzburgleitung. Unter besonderer Berücksichtigung der Netzbetriebssicherheit im 380-kV-Ringsystem waren alle relevanten Netzbetriebsszenarien und alle netztechnisch re-levanten Fragen in der notwendigen Tiefe sowie mit der notwendigen Sicherheit zu beant-worten und zu klären. Ebenfalls vereinbart war, dass sowohl der/die Gutachter als auch die zu untersuchenden Fragestellungen mit APG abzustimmen sind. Als möglichen Gutachter hat APG unter anderem die KEMA-Nimwegen (Arnheim) vorge-schlagen. Hinsichtlich der zu untersuchenden Fragestellungen hat APG einen umfassenden Fragenkatalog erstellt. Die Frage der Machbarkeit von Verkabelungen wurde bereits in zahlreichen in- und ausländischen Studien untersucht. Einige davon wurden auch im Rahmen des (UVP-) Genehmigungsverfahrens für die Steiermarkleitung und Salzburgleitung Salzach Neu – St. Peter eingebracht und die Thema-tik dort ausführlich diskutiert und geprüft (z.B. das sogenannte „Steiermarkkabel“ sowie die im Ver-fahren vor dem Umweltsenat zur „Salzburgleitung“ eingebrachte Studie von Hoffman und Noack [QV11] ). Auch die KEMA-Dresden-Studie wurde beim Umweltsenat eingebracht. Der vor kurzem ergangene Berufungsbescheid des Umweltsenats zur „Salzburgleitung“ (4. April 2008) bestätigt sehr deutlich die Position der APG. Zusammenfassend trifft der Berufungsbescheid folgende Feststellung: „Im gesamten Verfahren ist jedoch nicht hervorgekommen, dass weltweit bereits ein Referenzprojekt für eine (Teil-)Verkabelung mit einer mit der verfahrensgegenständli-chen 380-kV-Salzburgleitung vergleichbaren Dimensionierung (4.600 MVA thermische Grenzleis-tung) unter den spezifischen Bedingungen des österreichischen „380-kV Rings“ existieren würde.“ (Seite 60). Daraus folgt für den Umweltsenat, dass eine Teilverkabelung unter Beachtung der spe-zifischen Leitungserfordernisse und Bedingungen des österreichischen 380-kV-Übertragungsnetzes nicht Stand der Technik ist und daher keine Alternative zur Freileitung dar-stellt. Die Erprobung ist deshalb so wichtig, weil Mängel oft erst nach Jahren feststellbar sind. Langandauernde Ausfälle bei 380-kV-Kabeln lassen darüber hinaus vermuten, dass die Erprobung erst am Anfang steht. Ausfälle würden Folgen bis zu weitreichenden Blackouts haben.


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Die KEMA-Dresden-Studie hat sich im Auftrag der Salzburger Landesregierung ebenfalls mit der Machbarkeit einer (Teil-) Verkabelung auseinander gesetzt. Unmittelbar nach der Präsentation der Ergebnisse im Salzburger Landtag erfolgte ein Beschluss der Salzburger Landesregierung, wo-nach sich die Landesregierung zur Teilverkabelung der Salzburgleitung bekenne, wobei allerdings wesentliche Mehrkosten für die Endabnehmer zu vermeiden seien. Daher wird die Studie verstärkt in der Öffentlichkeit wahrgenommen. Seitens der APG wurde die Forderung gestellt, dass diese Studie qualitativ hochwertig und in sich schlüssig sein soll und klare sowie nachvollziehbare Aussagen liefern muss. Die Präsentation der Studienergebnisse von Dipl.-Ing. Jörg Zillmer am 28.1.2008 vor dem Salzburger Landtag erweckte in der Öffentlichkeit den Eindruck der Machbarkeit. Die KEMA-Dresden-Studie selbst liefert grundsätzlich keine neuen Erkenntnisse für Netzbetriebs-sicherheit und Kabeltechnik, da sie sich überwiegend auf bekannte Literaturstellen und Darstellun-gen von Kabelerzeugern stützt. Zudem werden praktische Erfahrungen mit Kabeln unzureichend berücksichtigt. Bei näherer Betrachtung der Studie zeigt sich eine für APG nicht schlüssige Argu-mentation innerhalb der Studie. Aus Sicht der APG entsprach bereits das erste Angebot der KEMA-Dresden nicht den von APG gestellten Anforderungen. APG hat zu diesem Angebot ausführlich Stellung genommen und mit Nachdruck u.a. darauf hingewiesen, dass sowohl die Kabeltechnik bzw. Kabeldimensionierung als auch die Netzbetriebssicherheit durch namhafte Experten in der erforderlichen Tiefe zu untersu-chen wären. Auch im zweiten Angebot der KEMA-Dresden, welches von der Salzburger Landes-regierung beauftragt wurde, wurden diese oft schwerwiegenden Kritikpunkte nicht ausgeräumt (wie z.B. die inhaltliche Vermengung von Kabeltechnik und Netzbetriebssicherheit, welche grundver-schiedene Fachbereiche darstellen und daher üblicherweise von Experten für Kabeltechnik und Experten für Netzbetriebssicherheit beurteilt werden.) Im Vorfeld der Ausarbeitung der Studie hat die APG, wie mit der Salzburger Landesregierung ver-einbart, einen umfassenden Fragenkatalog zu den Bereichen Kabeltechnik, Netzbetriebssicherheit und Versorgungssicherheit erstellt. Die Beantwortung dieses Fragenkataloges war integrativer Be-standteil der Beauftragung der KEMA-Dresden. Die APG musste feststellen, dass der Fragenkata-log jedoch nicht vollständig beantwortet wurde (siehe hierzu Kapitel V). Befremdlich fand die APG auch, dass sich die im Internet am 07.02.2008 veröffentlichte Version der KEMA-Dresden-Studie von der APG am 28.01.2008 übergebenen Originalversion nicht nur op-tisch (KEMA Logo wurde entfernt), sondern auch in wesentlichen Punkten unterschied: z.B. Tarif-auswirkungen, Trassenbreite der Verkabelung, Veränderung von Abbildungen, … Die vorliegende Stellungnahme der APG bezieht sich auf die von KEMA-Dresden im Salzburger Landtag präsentierten Ergebnisse der Studie, auf beide Versionen der KEMA-Dresden-Studie so-wie auf die Aussagen im Rahmen einer im Internet zugänglichen Fragen-/Antwortenliste (FAQ) der KEMA-Dresden (abrufbar unter www.salzburg.gv.at/380kV).


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III. Bedeutung der Salzburgleitung

Für die Einschätzung der KEMA-Dresden-Studie und die Beurteilung von Verkabelungsfragen ist es wichtig, die Grundlagen des APG Höchstspannungs-Übertragungsnetzes und dessen Bedeu-tung zu kennen und zu berücksichtigen. In den folgenden Kapiteln werden Aufgaben und Verant-wortung der APG, Funktion und Vorteile des 380-kV-Ringes und Anforderungen an die Salzburg-leitung dargestellt. III.1. Aufgaben der VERBUND-APG Die VERBUND-Austrian Power Grid AG (APG) ist der bedeutendste Übertragungsnetzbetreiber in Österreich und Regelzonenführer für die Regelzone APG, die den Großteil Österreichs umfasst.

Abbildung 1: APG Regelzone Die Aufgaben der Verbund-APG umfassen allgemeine Aufgaben als Netzbetreiber sowie spezielle Aufgaben als Regelzonenführer und Übertragungsnetzbetreiber. Sie basieren auf gesetzlicher Grundlage (siehe ELWOG, § 22, § 23, § 24, § 25):

• Allgemeine Aufgaben als Netzbetreiber: o Bereitstellung des Höchstspannungsnetzes der APG als Marktplatz für alle be-

rechtigten Netzkunden zu sichern, zu kostengünstigen, umweltverträglichen und ef-fizienten Bedingungen nach den Grundsätzen der Gleichbehandlung und Nicht-diskriminierung

o Betrieb und Erhaltung des Übertragungsnetzes nach den Prinzipien und An-sprüchen einer effizienten, sicheren und kostengünstigen Infrastruktur sowie ent-sprechender Ausbau derselben auf Basis der technischen Erfordernisse

• Spezielle Aufgaben als Regelzonenführer und Übertragungsnetzbetreiber:

o Ausgleich zwischen Erzeugung und Bedarf o Gewährleistung der Leistungs-/Frequenzregelung o Abwicklung des internationalen regelzonenüberschreitenden Energieaustausches

APG


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o Verantwortung für die Einhaltung internationaler Sicherheitsstandards, insbeson-dere Einhaltung der (n-1)-Sicherheit

o Durchführung von Maßnahmen zur Überwindung von Engpässen (Engpass-Management)

o Bewerkstelligung der Kooperation mit den angrenzenden Regelzonenführern, mit den unterlagerten Netzbetreibern sowie mit dem für die Regelzone der APG zu-ständigen Bilanzgruppenkoordinator in bestmöglicher Form im Interesse aller Netz-kunden

• Neben der Erfüllung der gesetzlichen Aufgaben verfolgt die APG als (Tochter des börsen-

notierten Verbundkonzerns) marktwirtschaftlich orientiertes Unternehmen das Ziel, seine Aufgaben und Geschäfte sowohl in technischer, organisatorischer und kommerzieller Hin-sicht so zu erfüllen bzw. zu führen, dass es national wie international zu den besten Unter-nehmen gehört, insbesondere was Produktivität und Effizienz betrifft.

Die APG ist Teil des größten Verbundnetzes in Europa – der Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE) –, welches aus dem Zusammenschluss der Netze von insge-samt 23 europäischen Ländern besteht und rund 450 Millionen Menschen mit elektrischer Energie versorgt. APG hat sich im Rahmen des „Multilateral Agreements“ der UCTE zur Einhaltung der Vorgaben des UCTE Operational Handbook verpflichtet. Diese Vorgaben stellen den technisch-organisatorischen Rahmen zur Gewährleistung des sicheren und zuverlässigen Stromnetzbetriebs in Europa dar. Eine zentrale Aufgabe für alle Mitglieder ist, sicherzustellen, dass ausreichend Ü-bertragungskapazität vorhanden ist. Auf dieser Grundlage ist die Netzausbauplanung der APG sowohl innerhalb der UCTE sowie auch national mit den Verteilernetzbetreibern (Landesgesell-schaften) abgestimmt. III.2. Funktion und Bedeutung des Übertragungsnetzes Die APG als größter Übertragungsnetzbetreiber des Landes trägt kraft gesetzlichem Auftrag ge-genüber acht Millionen Österreicherinnen und Österreichern sowie gegenüber der heimischen Wirtschaft die Verantwortung für den sicheren, kostengünstigen, umweltgerechten und zukunfts-orientierten Betrieb des größten Teils des österreichischen Hochspannungsnetzes. Die Erfüllung dieses Auftrags wird mit dem Begriff Versorgungssicherheit umschrieben. Dazu gehört auch der bedarfsgerechte Ausbau der Stromnetz-Infrastruktur der APG, damit die Stromversorgung nicht nur heute, sondern auch für künftige Generationen gesichert ist – sind doch Stromnetze wie das der APG nicht zuletzt aufgrund der hohen Investitionsnotwendigkeit auf etliche Jahrzehnte ausgelegt. Im europäischen Elektrizitätsmarkt wird verstärkt mit dem Produkt Strom gehandelt, und gleich-zeitig erfolgt der Ausbau von Kraftwerkskapazitäten nach wirtschaftlichen und ökologischen Krite-rien (z.B. Windenergie). Der dadurch steigende Kapazitätsbedarf stellt das gesamteuropäische Übertragungsnetz vor neue Herausforderungen.


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Heute bereits dringender Handlungsbedarf – Stromverbrauch massiv gestiegen Viele wesentliche Leitungsverbindungen des Hochspannungsnetzes stammen aus den fünfziger und sechziger Jahren des vorigen Jahrhunderts und können dem massiv angewachsenen und weiter steigenden Stromverbrauch nicht mehr gerecht werden. Lag der österreichische Stromver-brauch im Jahr 1960 noch bei 13,3 Terawattstunden (TWh), so erreichte er im Jahr 2006 bereits 66,9 TWh.

Abbildung 2: Grafik zur Stromverbrauchssteigerung in Österreich Österreich ist seit mehreren Jahren ein Stromimportland. Die heimische Erzeugung aus Wasser-kraft reicht bei weitem nicht mehr aus, um den Energieverbrauch zu decken. Der Strom muss da-her weiträumig über das Übertragungsnetz transportiert werden. Die vorhandenen Erzeugungskapazitäten in Österreich sind auf die einzelnen Bundesländer sehr unterschiedlich verteilt, weshalb ein überregionaler Ausgleich sehr wichtig ist. Zudem wird die al-ternative Energieerzeugung aus Öko-Energie (vorwiegend Windkraft) auch in Österreich massiv ausgebaut und erhöht das Ungleichgewicht zwischen den Regionen. Ein weiterer Nachteil der Windenergie ist, dass die Erzeugungsleistungen stark schwanken und daher ein Ausgleich zwi-schen Erzeugung und Verbrauch ständig notwendig ist welche in Österreich mit den Pumpspei-cherkraftwerken sehr umweltschonend durchgeführt werden (CO2 neutral). Das erfordert Leitungs-verbindungen mit entsprechender Übertragungskapazität. Der von der APG durch den Lücken-schluss mit der Salzburgleitung geplante 380-kV-Ring erfüllt diese Anforderungen. Aufgrund des fehlenden Ringschlusses sind vor allem die Nord-Süd-Verbindungsstromleitungen zwischen dem erzeugungsintensiven Norden mit den großen Donaukraftwerken und den stark wachsenden Verbrauchsregionen in den südlichen Bundesländern längst an Sicherheitsgrenzen angekommen bzw. haben diese bereits überschritten.


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Derzeit kann die Versorgungssicherheit nur mehr mit teuren Notmaßnahmen aufrechterhalten werden. Das sind sogenannte Engpass-Management-Maßnahmen wie zum Beispiel Pumpverbot für Pumpspeicherkraftwerke oder angeordneter Kraftwerkseinsatz von thermischen Kraftwerken. Die diesbezüglichen Kosten, die sich in den vom Regulator genehmigten Tarifen widerspiegeln, stiegen von rund 5 Mio. EUR im Jahr 2001 auf mittlerweile rund 20 Mio. EUR. Für 2008 werden bereits Kosten von rund 25 Mio. EUR erwartet. Ohne weiteren Netzausbau werden diese Kosten auch weiterhin steigen. Die einzige Lösung für diese bereits prekäre Situation ist der zügige Netz-ausbau – hier vor allem die Vollendung des 380-kV-Rings. Die folgende Abbildung zeigt das öster-reichische Übertragungsnetz der APG mit den derzeitigen Lücken in diesem Höchstspannungs-ring.

Abbildung 3: Übertragungsnetz der APG, Lücken im 380-kV-Ring

III.3. Besonderheiten und Vorteile des Ring-Konzeptes Der 380-kV-Ring ist das sichere, umweltschonende und kostengünstige Konzept für eine nachhal-tige Stromversorgung in Österreich. Mit dem 380-kV-Hochspannungsring wurde ein neues Rück-grat für die Versorgungssicherheit in Österreich geplant, das die zukünftigen Anforderungen an ei-ne sichere Stromversorgung erfüllt. Die Entscheidung für den Ring basiert auf größtmöglicher Si-cherheit unter Berücksichtigung einer weiteren Stromverbrauchszunahme in den nächsten Jahr-zehnten. Zu niedrigen Kosten und unter geringstmöglicher Landschafts- und Umweltbeanspru-chung erfüllt er die Anforderungen des liberalisierten Strommarktes Im internationalen Vergleich bleibt selbst nach dem geplanten Lückenschluss des 380-kV-Ringes die Netzdichte in Österreich gering. Der sich daraus ergebende geringe Aufwand durch eine nied-rige Anzahl an Trassenkilometern verursacht auch niedrige Kosten. Das sind die wesentlichsten Vorteile der Ringstruktur. Die Grundvoraussetzungen für die Funktion des Ringes sind allerdings,


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dass er sowohl als ganzes als auch in seinen einzelnen Leitungsverbindungen jeweils höchste Übertragungsqualität, höchste Verfügbarkeit und rasche Schadensbehebung bei etwaigen Störfäl-len oder Naturkatastrophen bietet. Bei der Planung der einzelnen Leitungsverbindungen des Rin-ges dürfen daher nur Komponenten mit höchster Zuverlässigkeit und geringster Störanfälligkeit verwendet werden. Dies bestätigt auch Prof. Brauner von der TU Wien (siehe Beilage 5, Studie von O.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner zu „Die Salzburgleitung – ihre langfristige Be-deutung für die Versorgungssicherheit Österreichs“). Die Alternative zum Ring – ein dichterer, „spinnennetzartiger“ Netzausbau – wäre aufgrund der Kosten, des Bedarfes an Grund und Boden sowie der benötigten Realisierungszeit wesentlich aufwändiger. Auch der Rechnungshof hat in seinem jüngsten Bericht bestätigt, dass die Lücken-schlüsse im 380-kV-Ring zu den dringendsten energiewirtschaftlichen Aufgaben für die Sicherheit der Stromversorgung in Österreich zählen. Ohne die beiden Lückenschlüsse im 380-kV-Ring wird die Situation zunehmend kritischer; bereits heute sehen Experten bei außergewöhnlichen Netzsituationen – wie z.B. einem relevanten Strom-ausfall in einem Nachbarland – ein massiv erhöhtes Blackout-Risiko für Österreich. Schon ein ein-stündiger Stromausfall in Österreich zieht volkswirtschaftliche Kosten von bis zu 50 Mio. EUR nach sich. III.4. Vorteile der 380-kV-Salzburgleitung für das Land Salzburg Die 380-kV-Salzburgleitung bringt zahlreiche Vorteile für das Bundesland Salzburg:

• Die 380-kV-Salzburgleitung sichert die Stromversorgung des Großraums Salzburg-Stadt und bildet mit dem neu geplanten Umspannwerk Pongau einen wesentlichen Beitrag der gesamten Region. Die Qualität des Wirtschaftsstandorts Salzburg hängt wesentlich von der Versorgungssicherheit ab. Eine sichere und kostengünstige Energieversorgung ist für In-dustrie und Gewerbe ein entscheidender Faktor für Wettbewerbsfähigkeit und stellt einen wichtigen Standortfaktor bei der Entscheidung für Erweiterungen oder die Neuansiedlungen von Betrieben dar.

• In Salzburg ist besonders der Tourismus (Wintersport) abhängig von einer zuverlässigen

Stromversorgung. Für die starke Tourismusindustrie im Bundesland Salzburg, wo Lifte, Be-schneiungsanlagen und andere touristische Einrichtungen Großabnehmer sind, wird eine unterbrechungsfreie und zuverlässige Stromversorgung gebraucht. Diese wird von den in- und ausländischen Gästen erwartet und vorausgesetzt.

• Die 380-kV-Salzburgleitung unterstützt den Ausbau des regionalen Salzburger Stromnet-

zes. Für das Verteilernetz des Landes Salzburg stellt die 380-kV-Salzburgleitung die Basis für dessen dringend erforderlichen 110-kV-Netzausbau dar. Rund 60 km 110-kV-Leitungen der Salzburg AG werden in die geplante 380-kV-Leitung integriert bzw. mitgeführt. Damit erhält das Land Salzburg die Möglichkeit einer kostengünstigen 110-kV-Netzerweiterung.


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• Die 380-kV-Salzburgleitung verbessert die Versorgungssituation im Pongau. Durch die

Trassenführung durch das Salzachtal erhält die Salzburg AG im Pongau (St. Johann) eine zusätzliche Netzabstützung für ihr 110-kV-Netz.

• Die Salzburg AG deckt 40 Prozent des Strombedarfs im Bundesland Salzburg. Die

restlichen 60% werden über das Stromnetz der APG importiert. Künftige Stromverbrauchs-steigerungen erfordern einen Ausbau des Übertragungsnetzes, da die bestehende 220-kV-Leitung bereits heute überlastet ist.

• Die geplante 380-kV-Leitung bringt entscheidende Entlastungen in der Raumordnung, da

sie zum überwiegenden Teil weit weg von Siedlungsräumen geplant ist. Die bestehenden Leitungen führen hingegen zum Teil direkt durch Siedlungen und Gewerbegebiete. Es wer-den wertvolle Siedlungs- und Gewerbeflächen im Talboden frei und somit für eine künftige Nutzung zugänglich gemacht.

• Die Errichtung der Salzburgleitung als Freileitung ermöglicht den Abbau von insgesamt

294 km 220-kV- und 110-kV-Leitungen. Nach Fertigstellung der 380-kV-Salzburgleitung werden im Land Salzburg, gerade in Becken und Tallagen, in Summe 125 km Freileitungen zurückgebaut. Dies trägt zu einer wesentlichen Entlastung des Landschaftsbildes bei.


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IV. Grundlegendes zur Verkabelungsfrage und

Hintergrund zur KEMA-Dresden-Studie IV.1. APG Voraussetzungen für Verkabelungen Bei der Beurteilung der Machbarkeit einer (Teil-) Verkabelung müssen aus Sicht der APG insbe-sondere folgende Aspekte untersucht und positiv beurteilt werden:

• Kabel darf keinen „Flaschenhals“ (Übertragungsengpass) darstellen Bezogen auf die Salzburgleitung bedeutet dies eine vorgegebene Übertragungskapazität der Freileitung von zwei Systemen mit jeweils 2.300 MW. Bei der Dimensionierung des Ka-bels ist auch dessen geringere Verfügbarkeit zu berücksichtigen.

• Kabel darf den bestehenden Freileitungsbetrieb nicht behindern

Kabel benötigen viele Hilfs- und Nebeneinrichtungen, die bei Freileitungen nicht notwendig sind. Diese Einrichtungen können ausfallen und Störungen verursachen. Reparaturen an Kabelanlagen dauern wesentlich länger als bei Freileitungen. Auf diese Nachteile ist im Be-trieb Rücksicht zu nehmen.

• Kabel darf nicht zu Engpass-Management-Maßnahmen oder Markteinschränkungen führen Kabel benötigen wegen ihrer längeren Reparaturdauern zusätzliche Reserveelemente. Wä-ren diese nicht vorhanden, müssten bei Kabelausfällen umfangreiche und lang dauernde Engpass-Management-Maßnahmen gesetzt werden. Diese Maßnahmen beschränken den Strommarkt, kosten dem Verbraucher viel Geld und sind energiewirtschaftlich nachteilig.

• Kabel darf die Spannungsqualität nicht beeinträchtigen

Kabel haben ein gänzlich anderes Blindleistungsverhalten als Freileitungen und benötigen daher zahlreiche Kompensationsspulen entlang der Kabelstrecke. Alle diese zusätzlichen Maßnahmen sind weitere Quellen für Störungen und Ausfälle und können die Spannungs-qualität mindern. Eine hohe Spannungsqualität ist für die Verbraucher, insbesondere für die Industrie von eminenter Bedeutung.

• Kabel dürfen den Netzwiederaufbau nicht behindern und verzögern

Kabel haben ein anderes Einschaltverhalten als Freileitungen. Die Salzburgleitung hat bei den bestehenden Netzwiederaufbaukonzepten der APG eine hohe Bedeutung, weil der ge-samtösterreichische Netzwiederaufbau vom Kraftwerk Kaprun ausgeht. Eine Voll- oder Teilverkabelung würde den Netzwiederaufbau behindern bzw. verzögern.


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IV.2. Historie der KEMA-Dresden-Studie Grundlage für die Erstellung der KEMA-Dresden-Studie war eine Vereinbarung zwischen der Salz-burger Landesregierung und der APG vom 18. April 2007 über die gutachterliche Prüfung einer (Teil-)Verkabelungsvariante im zweiten Abschnitt der 380-kV-Salzburgleitung unter besonderer Be-rücksichtigung der Netzbetriebssicherheit im 380-kV-Ringsystem, wobei alle relevanten Netz-betriebsszenarien und alle netztechnisch relevanten Fragen in der notwendigen Tiefe und mit der notwendigen Sicherheit zu beantworten und zu klären sind. Ebenfalls war vereinbart, dass sowohl der/die Gutachter als auch die zu untersuchenden Fragestellungen mit der APG abzustimmen sind. IV.2.1. Auswahl der KEMA-Dresden als Gutachter Die APG hat der Salzburger Landesregierung jeweils drei aus ihrer Sicht in Frage kommende Gut-achter für Kabeltechnik und Netzbetrieb vorgeschlagen. Unter diesen befand sich auch das nieder-ländische Unternehmen KEMA-Nimwegen (Arnheim). Von der Salzburger Landesregierung wurde die KEMA-IEV GmbH mit Sitz in Dresden, seit 1994 Tochterunternehmen der KEMA-Niederlande, als Gutachter ausgewählt. IV.2.2. Angebot und Auftrag an die KEMA-Dresden Das Angebot der KEMA-Dresden wurde der APG von der Salzburger Landesregierung übermittelt. APG hat zu dem Angebot ausführlich Stellung bezogen und zahlreiche kritische Anmerkungen und Verbesserungen zu Methodik und Untersuchungsumfang gemacht. Daraufhin hat KEMA-Dresden das Angebot nachgebessert, jedoch ohne auf die wesentlichen Kritikpunkte einzugehen. Trotzdem wurde KEMA-Dresden vom Land Salzburg mit der Erstellung eines Gutachtens beauftragt. Mit dem Land Salzburg war am 3.August 2007 vereinbart worden, dass die APG einen Fragenka-talog formuliert, der von KEMA-Dresden zu beantworten ist. Wobei im Auftrag an KEMA-Dresden festgehalten ist, dass dieser Fragenkatalog Bestandteil der Beauftragung ist. Zitat aus dem Auftrag an KEMA-Dresden: „Die Netzbetriebssicherheit im 380kV-Ringsystem ist im Gutachten besonders zu berücksichtigen, alle relevanten Netzbetriebsszenarien und alle netztech-nisch relevanten Fragen sind in der notwendigen Tiefe und mit der notwendigen Sicherheit zu be-antworten. […] Als Ergebnis der Untersuchung soll die Frage der Machbarkeit einer (Teil-) Verka-belung unter besonderer Berücksichtigung der Aspekte Kabeltechnik und Netzbetrieb, Bodenun-tersuchung, raumplanerische Situation und gesamtwirtschaftliche Auswirkungen abschließend und für alle Beteiligten verbindlich geklärt werden.“ APG hat die Einrichtung eines Lenkungsausschusses vorgeschlagen und gefordert. In dem Auf-trag der Salzburger Landesregierung an KEMA-Dresden wurde ein Koordinierungsgremium, in welchem auch die APG vertreten ist, genannt. Da das Koordinierungsgremium lediglich einmal bei


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getagt hat, wurden keine regelmäßigen Zwischenberichte der APG vorgelegt. Ein regelmäßiger Lenkungsausschuss, wie es bei Projekten dieser Größenordnung (Umfang über 200.000 €) üblich ist, hätte ein frühzeitiges Erkennen von Problemen ermöglicht. IV.2.3. Fertigstellung der KEMA-Dresden-Studie Die KEMA-Dresden Studie wurde der Salzburger Landesregierung und der APG am 28.1.2008 präsentiert und als Original übergeben. Diese Ausarbeitung war entsprechend dem Angebot der KEMA-Dresden und dem Auftrag der Salzburger Landesregierung im Titel und im Fließtext als „Gutachten“ bezeichnet. APG hat wie vorab vereinbart unverzüglich das übergebene KEMA-Dresden Gutachten hinsichtlich sensibler Daten geprüft und einer Veröffentlichung im Internet zugestimmt. Die Veröffentlichung er-folgte jedoch ohne Angabe von Gründen erst rund eine Woche später, wobei das veröffentlichte Dokument im Vergleich zum übergebenen Original sowohl im Titel, als auch im Dokumentinhalt geändert wurde. Die Ausarbeitung wurde nunmehr als Machbarkeitsuntersuchung tituliert und der Begriff „Gutachten“ wurde im gesamten Dokument durch „Studie“ oder „Untersuchung“ ersetzt. Die inhaltlichen Änderungen betreffen vor allem die Reduktion der Kabel-Trassenbreite, die andere Berechnung der netztariflichen Auswirkungen, die empfohlene Vorgangsweise beim Kabeltausch nach 40 Jahren und den Austausch von Abbildungen. Auf dem Deckblatt fällt insbesondere auf, dass das KEMA Logo nicht mehr zu finden ist. IV.2.4. Präsentation der KEMA-Dresden-Studie Am 28.01.2008 hat Hr. DI Jörg Zillmer (KEMA-IEV, Dresden) die KEMA-Dresden-Studie der Salz-burger Landesregierung, der APG und danach dem Salzburger Landtag präsentiert. Zusammenge-fasst kommt Hr. Zillmer in seiner Präsentation unter anderem zum Ergebnis, dass

• eine (Teil-)Verkabelung der Salzburgleitung machbar sei, • (Teil-)Verkabelungen dem Stand der Technik entsprechen, • die bestehende 220-kV-Leitung abgebaut werden könne.

Im Anschluss an die Powerpoint-Präsentation wurde von der Salzburger Landesregierung der Be-schluss gefasst, dass die Salzburgleitung zu verkabeln sei. Aufgrund dieses Beschlusses kommt der KEMA-Dresden-Studie eine hohe (politische) Brisanz zu. Bereits bei einer ersten Durchsicht des Originals zeigte sich APG, dass die KEMA-Dresden-Studie für APG nicht geeignet ist, um sie in die Netzplanung aufnehmen zu können.


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IV.2.5. Was erwartet sich ein Netzbetreiber von einer „Machbarkeitsuntersuchung“? Prinzipiell soll eine Machbarkeitsuntersuchung eine Entscheidungsgrundlage für die weitere Vor-gangsweise in Zusammenhang mit der zu untersuchenden Thematik liefern. Um diesen Zweck zu erfüllen, muss eine Machbarkeitsstudie eine Reihe von Kriterien und Voraussetzungen erfüllen. Diese sind:

• Angabe der Rahmenbedingungen, Voraussetzungen und Annahmen • Umfassende Recherche der Fakten • Objektive Beurteilung der Fakten • Qualitativ hochwertige Ausarbeitung • Praxisnahe und realistische Annahmen für Parameter und Kennwerte • Schlüssige Argumentation der Ergebnisse • Keine Widersprüchlichkeiten • Klare Aussagen in den Ergebnissen • Annahmen, unter denen die Ergebnisse gelten • Nennung der Ausnahmen, für welche die Ergebnisse nicht gelten • Abschätzung und Nennung der Risiken, die aus den Ergebnissen abzuleiten sind

Die vorliegende Stellungnahme der APG geht unter anderem auch darauf ein, warum die KEMA-Dresden-Studie diese Kriterien nicht bzw. nur teilweise erfüllt und daher keine Entscheidungs-grundlage darstellen kann.


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V. Fachliche Beurteilung der einzelnen Themen

der KEMA-Dresden-Studie Im Folgenden wird die KEMA-Dresden-Studie nach folgenden Kriterien beurteilt:

• Kabeldimensionierung • Stand der Technik • Planungsrisiken – Betriebsszenarien • Betriebsführung • Gesundheit und Umwelt • Kosten • Netztarifliche Auswirkungen • Raumplanung, Geologie • Volkswirtschaft


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V.1. Die Verkabelungs-Vorschläge der KEMA-Dresden sind praxisfremd Executive Summary: Die KEMA-Dresden-Studie kombiniert durchgehend günstige Umgebungsbedingun-gen und Annahmen, die in der Praxis im Projektgebiet nicht gegeben sind, um zu einer möglichst geringen Kabelanzahl zu gelangen. Selbst bei diesen Annahmen werden die Kapazitätsanforderungen an eine Kabelanlage im Transportnetz der APG, die durch die Salzburgleitung im 380-kV-Ring zu erfüllen sind, nicht abge-deckt. In der Studie wird ausdrücklich festgehalten, dass die Anforderungen der APG mit der Kabel-Grundvariante nicht erfüllt werden können. Deshalb werden auch zwei Al-ternativen beschrieben. Für diese Alternativen erfolgen jedoch keine Ableitung der Kabeldimensionierung (sowie keine Beurteilungen für Netzbetrieb, Risiko, Betriebs-führung, Netztarifliche Auswirkungen, Volkswirtschaft, Raumplanung, Geologie und andere). Weder die Grundvariante noch die Alternativen könnten die erforderlichen Leistungen transportieren. In der Studie fehlen wichtige technische Darstellungen. So erfolgt z.B. für keine Va-riante die Darstellung, wie bei den Teilverkabelungen die Übergänge von den beiden Freileitungssystemen auf Zwei-, Drei- oder Vier-Kabel-Systeme (Doppelkabel) erfol-gen sollten. Unklar für APG bleibt auch die Kabeldimensionierung.


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V.1.1. Benötigte Stromtransport-Kapazität bei Verkabelungsvorschlägen nicht vor-

handen Executive Summary: Benötigte Stromtransport-Kapazität nicht gegeben Die zwei-, und drei- systemigen KEMA-Dresden-Kabelvarianten und auch die Varian-te mit je zwei Teilleitern bieten keine ausreichende Stromtransport-Kapazität für die langfristige Gewährleistung der Versorgungssicherheit. KEMA-Dresden hat die APG-Angaben zur Leitungsdimensionierung nicht berücksichtigt. Das kommt einem unzulässigen Eingriff in die österreichische Netzplanung auf Basis des 380-kV-Ringkonzeptes gleich und widerspricht der Grundsatzvereinbarung mit der Salzbur-ger Landesregierung, wonach eine Verkabelung in der Salzburgleitung keinen Fla-schenhals für die Versorgung darstellen darf. Risiken

Die nicht ausreichende Transportkapazität der KEMA-Dresden-Kabelvarianten wür-de im Widerspruch zu der genehmigten Langfristplanung binnen kürzester Zeit nach Inbetriebnahme der Salzburgleitung einen Engpass erzeugen. Dies wäre nicht nur volkswirtschaftlich unsinnig und würde betriebstechnisch ein Risiko für die Versor-gungssicherheit Salzburgs und Österreichs darstellen, sondern würde auch hohe Kosten-Risiken bedeuten, die über den Netztarif auf alle Kunden umzulegen wären: Es würden massive Engpass-Management-Kosten in zweistelliger Millionen-Euro-Höhe pro Jahr anfallen und der kostenintensive Ausbau des Netzes notwendig wer-den.

KEMA-Dresden-Studie im Original: „Ab einem Leiterabstand von ca. 0,5 m nimmt der Zuwachs an Übertragungskapazität ab. Ein thermischer Grenzstrom, wie für die Freileitungsvariante mit 3.477 A gefordert, kann mit zwei Sys-temen à 2.500 mm2 unter realen Bedingungen ohne Zusatzkühlung nicht erreicht werden. Es ist jedoch möglich, (n-1)-sichere Übertragungsleistungen, je nach eingesetztem Bettungsmaterial, von ca. 3.000 A zu erreichen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 93 / Veröffentlichte Version, S. 77) „Für beide alternativen Kabelsysteme erfolgt im Rahmen dieser Studie keine detaillierte Unter-suchung, jedoch werden deren Investitionskosten der Grundvariante mit zwei Systemen 2.500 mm2 gegenübergestellt. Alternative Kabelsysteme erscheinen jedoch grundsätzlich als die teuerste Lösung und sollten stets als letzte Möglichkeit betrachtet werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Über-gebenes Original, S. 95 / Veröffentlichte Version, S. 79)


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APG-Stellungnahme: Die von der KEMA-Dresden als Grundvariante dargestellte Kabelausführung und auch die alternativ vorgeschlagenen Kabelausführungen erfüllen die Anforderungen für die Salz-burgleitung nicht. Dennoch konzentriert sich die Studie in ihren Ausführungen überwiegend auf die Grundvariante (Technik, Geologie, volkswirtschaftliche Gesamtbetrachtung, etc). Insbesondere sind die folgenden Parameter für den Salzburger Projektraum zu günstig an-genommen (siehe auch Beilage 3, Stellungnahme von DI Helmut Reisinger (ETR) zum „Gut-achten zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung ,,St. Peter - Tauern" im Bun-desland Salzburg“):

• Bodenarten und Hinterfüllungsmaterial • Ein unrichtiger Lastfaktor, der für Übertragungsnetze im 380-kV-Ring der APG nicht

gilt • Eine zu seichte Kabellegung, die nur in seltenen Fällen eingehalten werden kann • Die Vorgaben der Normen für das magnetische Feld werden nicht beachtet.

Unrichtigerweise wird von KEMA-Dresden ein Belastungsfall mit m=0,7 an Stelle von m=1 angenommen. Damit werden die Verluste rechnerisch nahezu halbiert. Trotz dieses Ansat-zes ist der n-1 sichere, aber viel zu geringe, Übertragungsstrom von 3.000 A nur mit völlig unrealistischen Umgebungsbedingungen zu erreichen. Die Dimensionierung der Kabelanlage in der Grundausführung mit zwei Systemen und auch die Kabelalternativen sind für den Einsatz im österreichischen 380-kV-Ring zu schwach und würden einen Engpass verursachen. Die von KEMA-Dresden getroffenen Schlussfolgerun-gen hinsichtlich Netz- und Versorgungssicherheit für die Salzburgleitung sind deshalb nicht zutreffend. Die APG hat der KEMA-Dresden jene Anforderungen bekanntgegeben, die von einer Leitung im österreichischen 380-kV-Ring zu erfüllen sind. Die von der KEMA-Dresden vorgeschla-gene Ausführung des Kabels entspricht nicht diesen Anforderungen und würde die behörd-lichen Vorgaben nicht erfüllen (so werden die Referenzwerte für das magnetische Feld we-sentlich überschritten). Die Kabelanlage der KEMA-Dresden- ist unterdimensioniert und kann somit die Versorgungssicherheit nicht gewährleisten. Von den Autoren werden für den Fall einer höheren Belastung in der Studie zwei Alternati-ven genannt - eine mit drei Kabelsystemen, eine andere mit zwei Doppelkabelsystemen. Beide können die Anforderungen des 380-kV-Ringes nicht erfüllen. Für diese alternativ vor-geschlagenen Kabellegungen mit drei Systemen oder mit Doppelkabel liefert die Studie kei-nerlei technische Anhaltspunkte, die den Weg der Dimensionierung nachvollziehbar dar-stellen. Den Alternativen werden keine Beurteilungen für Netzbetrieb, Risiko, Betriebsfüh-rung, netztarifliche Auswirkungen, Volkswirtschaft, Raumplanung und Geologie zugrunde gelegt.


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Da auch bei diesen Alternativen die Auslegung für einen Belastungsfaktor m=0,7 angesetzt wurde, entsprechen sie keinesfalls den Erfordernissen der APG. Zur Erfüllung der Anforde-rungen der APG müsste die KEMA- Kabelanlage in ihrer Auslegung, grob vereinfacht erläu-tert, verdoppelt werden. Detaillierte Begründung der Kritik: Für den Ausbau des 380-kV-Ringes in Österreich hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit als zuständige Behörde mit Bescheid (BMWA-551. 500/00 1 g-lV I 1 12007 vom 21.06.2007) eine Dimensionierung der Salzburgleitung von 2 x 2.300 Megawatt (~ 2 x 3.477 A) festgestellt. Die Grundvariante kann die Anforderungen der APG zur Verwendung im 380-kV-Ring nicht erfül-len, wie die KEMA-Dresden in der Studie selbst feststellt. Dafür werden in der Studie zwei Alterna-tiven genannt – eine mit drei Kabelsystemen, eine andere mit zwei Doppelkabelsystemen – die aber diese Bedingungen ebenfalls nicht erfüllen können, wenn die korrekten Umgebungs-parameter angesetzt werden. Für diese beiden Alternativen werden in der Studie Gesamt-Kosten genannt, sonst werden keine näheren Hintergrundinformationen technischer oder kaufmännischer Art. Die grundlegenden Angaben fehlen. Es ist nicht einmal dargestellt, ob die Doppelkabelsysteme als vier Systeme aufzufassen sind oder als zwei Kabel je Phase nebeneinander verlegt. Die Be-urteilung der Alternativen kann nicht erfolgen, da die wesentlichsten Angaben einer vorgesehenen Verlegung nicht bekannt sind. „Für beide alternativen Kabelsysteme erfolgt im Rahmen dieser Studie keine detaillierte Untersu-chung, jedoch werden deren Investitionskosten der Grundvariante mit zwei Systemen 2.500 mm2 gegenübergestellt. Alternative Kabelsysteme erscheinen jedoch grundsätzlich als die teuerste Lö-sung und sollten stets als letzte Möglichkeit betrachtet werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Über-gebenes Original, S. 79 / Veröffentlichte Version, S. 95) Nachdem, wie festgehalten wird, keine detaillierte Untersuchung dafür vorgelegt wurde, muss die nicht ausreichend dimensionierte Grundvariante zur Beurteilung durch die APG herangezogen werden. Das erfolgt im Einklang mit der Vorgangsweise der KEMA-Dresden in ihrer Studie, bei der die Alternativen ebenfalls nicht ausreichend untersucht wurden.


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Diese Darstellung bezieht sich ausschließlich auf die Frage, ob das Thema behandelt wurde, und nicht auf die Richtigkeit oder Qualität der Aussagen der KEMA-Dresden-Studie.

In der KEMA-Dresden-Studie wurde behandelt:

Grundvariante 2 Systeme

2x3x1x2.500mm2

Alternative I 3 Systeme

3x3x1x2.500mm²

Alternative II 2 Doppelkabel-Systeme

3x2x1x1.600mm² Antworten zum APG-Fragenkatalog

Ja Nein Nein

Kabeldimensionierung Ja Nein Nein Netzbetriebssicherheit und Risiko

Ja Nein Nein

Betriebsführung Ja Nein Nein Blindleistungs-Kompensation Ja Ja Ja Verluste Ja Ja Ja

Kosten Ja Ja

(nicht detailliert) Ja

(nicht detailliert) Netztarifliche Auswirkungen Ja Nein Nein Volkswirtschaft Ja Nein Nein Raumplanung Ja Nein Nein Geologie und Hochwasser Ja Nein Nein

Tabelle 1: Vergleich der in der KEMA-Dresden-Studie behandelten Kabelsysteme

Die APG bezieht ihre Beurteilung deshalb auf die von der KEMA-Dresden favorisierte Kabellegung in der Grundvariante mit zwei Systemen und Kabeln mit 2.500 mm2 Leitquerschnitt.


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Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) C.1. Wie beurteilen Sie die systemtechnischen Unterschiede (Stärken, Schwächen, Risiken) der

Übertragungssysteme Freileitung und Kabel hinsichtlich ihres elektrischen, thermischen und mechanischen Verhaltens in einem 380-kV-Übertragungsring mit höchsten Anforderun-gen an Betriebssicherheit und Zuverlässigkeit?

Das elektrische Verhalten der Komponenten Freileitung und Kabel wird maßgeblich durch die Parameter Resistanz, Reaktanz und Betriebskapazität bestimmt. Die Auswirkungen dieser Parameter werden im Rahmen der Studie ausführlich untersucht und dargestellt (Kapitel 3.1 und 3.4). Die elektrischen Vorteile von Freileitungen liegen im Dielektrikum Luft, das selbstregenerie-rend ist. Das Dielektrikum von Kabeln besteht aus Feststoff und führt im Falle eines Durch-schlages zu einem irreversiblen Schaden, mit dem in der Regel der Ausfall eines Kabelsys-tems über einen längeren Zeitraum verbunden ist. Das Risiko eines derartigen Ausfalls kann minimiert werden, indem das gesunde Kabelsystem für die volle (n-1)-sichere Über-tragungskapazität ausgelegt wird. Bei Freileitungen mit dem Dielektrikum Luft ergibt sich durch Mastumbruch das Risiko ei-nes Common-Mode-Ausfalls, bei dem beide Systeme nicht mehr für die Übertragung zur Verfügung stehen. Die Schadensdauer kann bei entsprechender Materialbevorratung zeit-lich minimiert, jedoch nicht ausgeschlossen werden. Bei Kabelsystemen wird die Gefahr eines Common-Mode-Fehlers deutlich niedriger als bei Freileitungen eingeschätzt. Durch entsprechende prophylaktische, aber auch kosteninten-sive Maßnahmen, wie z.B. Murenschutz, kann zu einer Minimierung beigetragen werden. Hinsichtlich des thermischen Verhaltens unterscheiden sich Freileitung und Kabel durch ih-re Zeitkonstanten. Das Umgebungsmedium Luft bei Freileitungen führt dazu, dass die Lei-terseiltemperatur nahezu unverzögert dem zeitlichen Verhalten des Belastungsstroms folgt. Die zulässige Leitertemperatur darf nicht überschritten werden. Bei Kabeln erfolgt die Ablei-tung der Wärme durch die Isolierung und das Erdreich, welches sich entsprechend er-wärmt. Grundsätzlich haben Kabel größere Zeitkonstanten als Freileitungen, so dass diese ein zeitlich begrenztes günstigeres Verhalten im Überlastbereich zeigen. Die Auswirkung der Erderwärmung bei Kabelsystemen, insbesondere bei hohen Strömen, muss bei jedem Projekt sensitiv bewertet werden. Durch Einsatz von thermisch stabilisiertem Bettungsma-terial kann die Auswirkung auf das umgebende Erdreich minimiert werden. Hinsichtlich der mechanischen Eigenschaften haben Freileitungen den Nachteil, dass für alle statisch tragenden Elemente höhere Instandhaltungsaufwendungen als bei vergleich-baren Kabelanlagen erforderlich sind. Gleichzeitig besteht darin aber der Vorteil, dass durch planmäßige Substanzerhaltung eine Verlängerung der Lebensdauer möglich sein kann. Bei Kabelanlagen besteht im mechanischen Bereich das Risiko der Längenänderung durch alternierende Belastungen. Für die Kabel selbst bedeutet dies kein Risiko. Gefährdet sind vornehmlich Muffen. Dem Risiko der Schädigung durch unkontrollierte Längenaus-


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dehnung kann durch entsprechende Maßnahmen bei der Kabellegung Vorsorge getragen werden. Stellungnahme APG: Die Frage wurde in wesentlichen Aspekten unrichtig beantwortet. Die unterschätzte Gefahr eines Common-Mode-Fehlers beim Kabel kann nicht nachvollzo-gen werden. Hangrutschungen, Hochwasser und Vermurungen können beim Kabel zu mehrsystemigen Schäden führen. Die Bodenerwärmung beim Kabel wurde beschrieben, aber nicht weiter beurteilt. Trotz Ein-satz von thermisch stabilisiertem Bettungsmaterial ist eine Auswirkung auf das umgebende Erdreich gegeben. Durch den Einsatz von thermisch stabilisiertem Bettungsmaterial kann keinesfalls a priori auf eine „Minimierung“ der Auswirkung auf die Erderwärmung geschlossen werden. Maß-gebend ist hier der Künettenaufbau und die Wärmeabgabe des Kabels. Bei der Künette des KEMA-Dresden-Kabels erfolgt nur eine Teilverfüllung der Künette mit thermisch stabi-lem Material. Wegen der viel zu hoch angesetzten Übertragungsströme ist hier in Trocken-perioden mit einer Durchtrocknung des Bettungs- und Hinterfüllmaterials zu rechnen. Damit ist ein thermisch kollabierendes Kabelsystem gegeben. Der beschriebene höhere Instandhaltungsaufwand bei Freileitungen kann nicht nach-vollzogen werden.


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V.1.2. Die Kabeldimensionierung der KEMA-Dresden ist nicht nachvollziehbar

Executive Summary: Die Kabeldimensionierung wird im Gutachten technisch nicht begründet. Die Kabelauslegung erfolgt mit unrealistischen Umgebungsbedingungen, zu gerin-gen Lastansätzen und ohne Reserven, was kein Betreiber eines Kabels jedoch so planen würde. Es werden durch die Studie falsche Hoffnungen geweckt, die in der Praxis nicht er-füllt werden können. Das gilt für die „Grundvariante“ ebenso wie für die beiden Al-ternativen. KEMA-Dresden gibt für die vorgeschlagenen Verkabelungsalternativen (drei-systemig und zwei-systemig mit je zwei Teilleitern) keinerlei technische Anhalts-punkte, die die Dimensionierung nachvollziehbar machen. Es wurden auch keine Beurteilungen zu Netzbetrieb, Risiken, Betriebsführung, netz-tarifliche Auswirkungen, Volkswirtschaft, Raumplanung, Geologie und Hochwasser-Risiko gemacht. Somit ist keine objektive Vergleichbarkeit mit einem Freileitungs-projekt möglich. Es kann daher auch keinesfalls von einer „Machbarkeit“ – nicht einmal einer „grundsätzlichen“ - dieser beiden Alternativen gesprochen werden. KEMA-DRESDEN widerspricht allen bisherigen Kabelausführungen weltweit Neben der fehlenden Nachvollziehbarkeit der von KEMA-Dresden vorgeschlagenen Verkabelungen, fällt besonders der Widerspruch zu allen bisher weltweit ausgeführ-ten auf. Im KEMA-Dresden-Vorschlag wird die in der Praxis übliche Kabelbelastung um ein Vielfaches überschritten und es werden keinerlei Reserven eingeplant. Weiters wer-den eine Vielzahl praxisfremder und zu günstigere Annahmen, die noch dazu teil-weise aus dem Betrieb von Verteilernetzen stammen, kombiniert um eine nicht ge-gebene Machbarkeit darzustellen. Dies betrifft z.B. die Belastungsannahmen, die Umgebungsbedingungen, die thermischen Auslegungen und die Überschreitungen der in den WHO Richtlinien festgelegten Grenzwerte der EMF.

Risiken: Es gibt weltweit keine Kabelanlage, die in einem Umfeld mit den spezifischen An-forderungen und Dimensionen der Salzburgleitung zum Einsatz kommt. Die von KEMA-Dresden vorgeschlagenen Verkabelungsvarianten wären eine nicht erprobte Weltneuheit, womit die Salzburgleitung und der österreichische 380-kV-Ring als Experimentierfeld für ein Projekt, das auf nicht gesicherten und teilweise unrichti-gen theoretischen Annahmen basiert, dienen würden. Die Anforderungen im 380-kV-Ring sind gänzlich andere als z.B. bei Stadtanspeisungen.


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Die Umsetzung nicht erprobter und beurteilter Verkabelungsalternativen wäre ein in jeder Hinsicht unkalkulierbares und nicht zu verantwortendes Experiment. Die scheinbare und in der Praxis nicht haltbare „Machbarkeit“ der Alternativen – selbst unter dem Hinweis, dass umfangreiche weitere Untersuchungen notwendig wären – führt zu einer unrichtigen Beurteilung durch Dritte. Der Vergleich mit ausgeführten Kabelanlagen und mit anderen Studien zeigt: Die weltweit bestehenden oder projektierten Kabelverlegungen sehen gänzlich anders aus als die in der Studie als Grundvariante vorgeschlagene. Die Kabeldimensionierung der KEMA-Dresden ist nicht nachvollziehbar. Das betrifft auch die Alternativen. Kritik seitens APG: Es gibt weltweit keine Kabelanlage, die mit den Anforderungen und Dimensionen der Salz-burgleitung vergleichbar wäre. Alle bisher ausgeführten Kabelleitungen sehen anders aus (vgl. mit [QV9] ). Aus gutem Grund. Denn der Vorschlag der KEMA-Dresden

- überschreitet die üblichen Kabelbelastungen wesentlich - hat überhaupt keine Reserven vorgesehen (für Änderungen der Umgebungsparame-

ter, nachträgliche Einbauten etc.) - kombiniert eine Reihe von günstigen Annahmen, die praxisfremd sind - geht von unrichtigen Parametern und Kennwerten aus - beachtet vorgegebene Grenzwerte nicht

Zu den erwähnten Alternativen ist zu bemerken: „Den nachfolgenden Ausführungen liegt die einfachste Ausführungsvariante – Künettenverlegung eines 2-fach-Systems mit thermischer Bettung – zugrunde.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 91 / Veröffentlichte Version, S. 75) Eine Kabeldimensionierung wird weder für die drei-systemige noch für die Doppelkabel-Alternative dargestellt. Es erfolgt auch keine Darstellung, wie bei den Teilverkabelungen der Übergang von den bei-den Freileitungssystemen auf die je nach Alternative Zwei-, Drei- oder Doppel-Systeme er-folgen sollte. Detaillierte Begründung der APG: Die Kabeldimensionierung wird im Gutachten nicht begründet. Es fehlen Angaben über die Um-weltbedingungen, bei denen die dargestellten Übertragungswerte nach Ansicht der KEMA-Dresden erreicht werden können.)


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Die Ableitung der Kabeldimensionen erfolgt nach Bild 3-23 der KEMA-Dresden-Studie (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 91 / Veröffentlichte Version, S. 75), hier Abbildung 4 genannt. Demnach liegt das von KEMA-Dresden vorgeschlagene Kabel im hier rot eingezeichne-ten Bereich an der Grenze der Belastbarkeit. Reserven für Unsicherheiten bei der Systemausle-gung (Bodenart, Legetiefe, nachträgliche Geländeänderungen und Einbauten etc.) bestehen nicht. KEMA-Dresden geht in Abbildung 4 von einer Legetiefe von 1,5, einem Erdbodenwiderstand von 1 Km/W und 1.308 A aus. (Diese Annahmen werden in der Studie jedoch nicht weiter untersucht)

Abbildung 4: Bild 3-23 der KEMA-Dresden-Studie Kein Kabelbetreiber wird sein System ohne Reserven auslegen. Das würde nämlich bedeuten, dass jede kleine Abweichung von den Bemessungsannahmen oder von den Umgebungsbedin-gungen unvermeidliche Auswirkungen auf den Kabelbetrieb hätte. Für die geforderten Dimensionen gibt es weltweit noch kein einziges Projekt, welches mit den in der Studie dargestellten Kabellegungen umgesetzt wurde. Aus gutem Grund sind auch die derzeit bestehenden Kabelverlegungen völlig anders erfolgt. Z.B verlegten die oft von KEMA-Dresden zitierten Dänen die Kabel in 6 m Künettenabstand anstatt wie KEMA-Dresden in einem Abstand von 2,7 m. Die Dänen übertragen damit 500 MW je System (mit einem Aluminiumleiter 1.200 mm2). Prof. Oswald schlägt in seiner Studie für die E-Control (siehe Quellenverweis [QV 1] und Beilage 14, Resümee des Energie-Control Gutachtens von Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. Bernd Rüdi-ger Oswald (27.12.2007)) die Verwendung von vier Kabelsystemen vor. Er möchte damit 1.100 MW je System übertragen und betont, dass er die erforderliche Last der Salzburgleitung damit nicht erreichen kann. Die KEMA-Dresden möchte 2.050 MW je System übertragen, was auch im Vergleich mit der Stu-die von Prof. Oswald nicht begründbar ist.


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Eltra/Dänemark:

Leitung Aarhus-Alborg 500 MW je Kabelsystem

Prof. Oswald Studie für die E-Control [QV 1]

1.100 MW je Kabelsystem

Studie KEMA-Dresden (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 248 / Veröffentlichte Versi-

on, S.232) 2.050 MW je Kabelsystem

Abbildung 5: Vergleich vorgeschlagener Trassenquerschnitte

Die internationale Kabel-Konferenz JICABLE hat in ihrer Session im Jahr 2007 eine Übersicht über weltweit verlegte Kabelleitungen veröffentlicht (Bericht A 21 Tabelle 1 [QV7]). In der folgenden Dar-stellung sind ausgeführte Kabelleitungen mit jenem Kabeltyp dargestellt, die KEMA-Dresden vor-schlägt (Kunststoffkabel 2.500 mm2). Es sind das bislang nur drei Leitungen.

Abbildung 6: Auszug aus der Tabelle 1 des Berichts A 21 der internationalen Kabel-Konferenz JI-

CABLE (2007) [QV7] Keine dieser Leitungen ist, wie von KEMA-Dresden vorgeschlagen wird, in Erde verlegt, sondern in forciert gekühlten Tunnelanlagen. Mit dieser Verlegeart können wegen der guten Kühlung die größ-ten Übertragungsleistungen erzielt werden. Die so erreichbaren Übertragungsleistungen liegen nach dieser Tabelle zwischen 1.200 und 1.720 MW je System (für Japan beachte Fußnote 4). Die-se Werte liegen wesentlich unter den Annahmen der KEMA-Dresden (2.050 MW je System), wobei KEMA-Dresden erschwerend eine völlig ungekühlte Verlegung der Kabel in Erde vorschlägt (und nicht eine Tunnelverlegung, die gut zu kühlen ist).


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Keine der weltweit ausgeführten Kabelleitungen bestätigt auch nur annähernd die Auslegung der KEMA-Dresden. Keine der ausgeführten Anlagen erreicht jene Übertragungsleistungen, die in der KEMA-Dresden-Studie je Kabelsystem zugrunde gelegt wird. Wie weit KEMA-Dresden von der Praxis entfernt ist, zeigt die folgende Übersicht. KEMA-Dresden übertrifft mit 2.050 MW je System die größte bisher übertragene Leistung von Kabeln, die in Erde verlegt sind, um rund 100 %. Damit wird bestätigt, dass die thermische Auslegung der KEMA-Dresden völlig praxisfremd sind.

Land Strecke Anzahl der

Kabel-Systeme

Länge (km)

Art der Ver-legung

Kabel- Querschnitt

Leistung/ System (MW)

Österreich Nordeinspeisung Wien

2 5,2 Erdverlegung,

Kühlung möglich 1.200 mm²

620 MW ungekühlt 1.040 MW gekühlt

Italien Turbigo–Rho 2

Doppelkabel 8,4

Ungekühlte Erdverlegung

2.000 mm² 1.050 MW

Dänemark Aarhus–Aalborg 2

Doppelkabel 14,5


1.200 mm² (Alu)

500 MW

Deutschland Berlin 2

6,3 (1998)

5,2 (2000)

In Tunnel mit Gebläse

1.600 mm² 1.100 MW

England Stadtkabel “London Connection”

1 20 In Tunnel mit

Gebläse 2.500 mm² 1.600 MW

England Middlesbrough–York

2x2 Doppelkabel

5,7 Ungekühlte Erd-

verlegung 2.000 mm² 700 MW

Spanien Flughafen Madrid 2 12,8 Tunnel mit Ge-

bläse 2.500 mm²

1.390 MW Sommer

1.720 MW Win-ter

Dänemark Stadtkabel Kopenhagen

1

21 (1997)

12 (1999)


1.600 mm² 975 MW (1997)800 MW (1999)

Studie KEMA (Österreich)

Grenze BL–Salzburg– UW Tauern

2 125 Ungekühlte

Erdverlegung 2.500 mm² 2.050 MW

Tabelle 2: Vergleich ausgeführter Kabel-Leitungen mit dem Vorschlag der KEMA-Dresden-Studie (Für Details zum Turbigo–Rho-Kabel siehe Beilage 11, 380 kV line Turbigo-Rho Underground cable – Schreiben der Terna an die APG vom 29.März 2007)


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Noch übersichtlicher zeigt das folgende Diagramm, wie weit die KEMA-Dresden-Studie von den bisher ausgeführten Kabeln entfernt liegt. Keine der bestehenden oder projektierten Kabelanlagen erreicht den Ansatz der KEMA-Dresden. KEMA-Dresden übertrifft mit ihrer Auslegung sogar die weltweit stärkste Kabelanlage (Madrid: Tunnellegung mit forcierter Kühlung).

Abbildung 7: Vergleich der Kapazitäten ausgeführter Kabel-Leitungen

Abbildung 7 zeigt einen Vergleich ausgeführter Kabel-Leitungen mit dem Vorschlag der KEMA-Dresden-Studie. Die drei rechten hellblau schraffierten Balken zeigen die Grundvariante der KEMA-Dresden-Studie und die beiden Alternativen. Die anderen hellblauen Balken zeigen andere erd-verlegte Kabel, die weit weniger übertragen können, als KEMA-Dresden vorschlägt. Die dunkel-blauen Balken sind in Tunnel verlegte Kabel. Die roten Balken zeigen die Übertragungsfähigkeit von Freileitungen. Sie liegen deutlich über jenen der Kabel. Dieser Vergleich ist ein weiterer Hinweis für die aus Sicht der APG unrealistischen Ansätze des Gutachters bei der vorgeschlagenen Bemessung des Kabels.


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Leistung je System[MW]

Spannung[kV]

3.000

2.000

1.000

30 110 380

500

1.500

2.500

Typische Übertragungsleistungen von Freileitungen und Kabeln

KEMA-Dresden

220

Salzburgleitung

Freileitung

KabelErdeverlegung,ohne Kühlung


Spannung[kV]

3.000

2.000

1.000

30 110 380

500

1.500

2.500


KEMA-Dresden

220

Salzburgleitung

Freileitung



Spannung[kV]

3.000

2.000

1.000

30 110 380

500

1.500

2.500


KEMA-Dresden

220

Salzburgleitung

Freileitung


Abbildung 8: Typische Übertragungsleistungen von Freileitungen und Kabeln abhängig von der Übertragungsspannung

Der grundsätzliche Zusammenhang zwischen der Übertragungsleistung von Freileitungen und Ka-beln wird im Diagramm oben dargestellt. Bis etwa 110 kV haben erdverlegte Kabel ohne Kühlung die nahezu gleiche Übertragungskapazität wie Freileitungen. Durch die geringeren Zusatzverluste und die geringere Dicke der Isolierung (welche die Wärme schlecht ableitet) kann ein 110-kV-Kabel bei gleichen Querschnitten einen höheren Strom transportieren als ein 380-kV- Kabel. Bei hohen Betriebsspannungen (220 kV und 380 kV) haben Freileitungssysteme deutlich höhere Übertra-gungsleistungen als Erdkabel. Die von KEMA-Dresden angegebene Übertragungskapazität liegt weit außerhalb des üblichen Bereichs und ist nicht plausibel. Völlig unklar ist, wie bei Teilverkabelungen der Übergang von der Freileitung auf die Kabel erfolgen sollte. Es muss wohl davon ausgegangen werden, dass bei der drei-systemigen Al-ternative kein Zusammenschalten der Systeme erfolgen wird. Wenn das so ist, dann werden Schaltanlagen an allen Übergangsstellen notwendig, die nicht einmal ansatzweise darge-stellt sind. Auch in der Kostenermittlung wurden die Schaltanlagen nicht berücksichtigt.


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Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau)

C.7. Sind die weltweit bestehenden 380-kV-Kabelstrecken hinsichtlich Übertragungsleistung,

Länge und geforderter Verfügbarkeit mit dem 380-kV-Übertragungsring der APG und im Speziellen mit dem Leitungszug Salzach neu – Tauern vergleichbar?

Die bekannten weltweit bestehenden 380-kV-Kabelstrecken mit maximalen Längen von ca. 20 km sind mit der Länge einer möglichen Vollverkabelung der Salzburgleitung im Bun-desland Salzburg nicht vergleichbar. Eine Vergleichbarkeit ergäbe sich lediglich bei einer möglichen Teilverkabelung. Hinsichtlich der Übertragungsleistung gibt es in Europa Projekte, in denen im 400-kV-Netz die Übertragung von 4.000 A gefordert wird. Dabei handelt es sich jedoch um kurze Kabel-strecken. Übertragungsströme, wie von APG in Höhe von 3.477 A gefordert, stellen im ge-samten europäischen Übertragungsnetz einen sehr hohen Anspruch dar. Für die Ab-führung der aus Windenergieanlagen in das Höchstspannungsnetz eingespeisten Leistung werden in Deutschland Übertragungssysteme von bis zu 3.600 A errichtet. Dabei handelt es sich jedoch um spezielle für den horizontalen Leistungstransport vorgesehene Korridore. Bei der Errichtung derartiger für die Übertragung hoher Leistungen geeigneter Anlagen ist auch in Freileitungsnetzen die Berücksichtigung von Kompensationsanlagen erforderlich. Für die Übertragung von Strömen im Bereich von ca. 3.500 A über Entfernungen von mehr als 100 km bestehen im europäischen UCTE-Netz nur äußerst wenige Erfahrungen, sowohl im Freileitungs- als auch im Kabelnetz. Hinsichtlich der Verfügbarkeit wird bei allen Anlagen die Beherrschung des (n-1)-Prinzips zugrunde gelegt. Sind keine parallelen Systeme vorhanden, kann das (n-1)-Kriterium durch Berücksichtigung des gesamten Übertragungssystems erreicht werden, z.B. in vermasch-ten Höchstspannungsnetzen. Stellungnahme APG: Der unterstrichene Textteil beschreibt, dass es kein mit der Salzburgleitung vergleichbares Kabelprojekt gibt. Die deutschen EVU planen Freileitungen, die sogar mehr als die von der APG geforderten 3.477 A/Phase übertragen können (z.B. Wahle-Mecklar mit 4.120 A/Phase [QV12] ).

C.8. Wie lange dauert die behelfsmäßige Wiederaufnahme des Betriebes einer Kabelstrecke bei einem Totalverlust eines Trassenstückes (etwa durch Naturkatastrophen)? Bei einer Frei-leitung ist die Aufnahme des Betriebes binnen 60 Stunden behelfsmäßig möglich.

Eine Angabe zur Rekonstruktion eines gesamten Trassenabschnittes ist ohne Kenntnis der genauen Umstände nicht möglich. Bei einer Naturkatastrophe gelten auch im UCTE-Netz besondere Bedingungen.


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Grundsätzlich muss bei Fehlern in Kabelsystemen von Ausfallzeiten von mehreren Wochen ausgegangen werden. Die Reparaturdauer eines durch einen elektrischen Fehler geschä-digten Systems kann bei durchschnittlich drei Wochen liegen. Stellungnahme APG: Unterstrichener Textteil: Die drei Wochen sind nur einzuhalten, wenn die Montagetrupps bereits vor Ort sind und ausreichend Reservematerial zur Verfügung steht. Die Praxis sieht anders aus. Reparaturzeiten von zwei Monaten sind bei Kabel-Schäden in Wien bekannt.

C.9. Welche Hersteller können Produkte zur Erfüllung der o.a. Anforderung nachweislich quali-fiziert liefern?

Auf dem Markt von Höchstspannungskabelsystemen haben sich allein in Europa mehrere Hersteller etabliert, die ihre Kompetenz durch entsprechende Referenzlisten nachweisen können. Diese Referenzen können dabei auch Projekte einschließen, die hinsichtlich der Anforderungen bei einer möglichen Teil- bzw. Vollverkabelung der Salzburgleitung ver-gleichbar sind. Diese Hersteller sind in der Lage, die gelieferten Kabelanlagen inbetrieb-nahmefertig zu übergeben. KEMA, als neutrales und unabhängiges Beratungsunternehmen, wird keine Präferenz für Hersteller, allein bereits durch Namensnennung, erteilen. Mittels der geführten Gespräche konnte jedoch die Überzeugung gewonnen werden, dass alle auditierten Hersteller in der Lage sind, die Anforderung nach Lieferung qualifizierter Kabelsysteme zu erfüllen. Stellungnahme APG: Der unterstrichene Textteil steht im Widerspruch zur Antwort auf C.7. Es gibt keine ausge-führte Kabelleitung, die den Anforderungen der Salzburgleitung entspricht.

C.10. Welche Kabelhersteller und Montagefirmen garantieren, für anstehende Reparaturen jeder-zeit zur Verfügung zu stehen?

Alle auditierten Hersteller garantieren, für anstehende Reparaturen jederzeit zur Verfügung zu stehen. Es kann z.B. über gesonderte vertragliche Regelungen abgesichert werden, dass innerhalb von ca. 24 Stunden nach Störungseintritt Personal des Herstellers vor Ort ist. Grundsätzlich wird von allen Herstellern die Empfehlung gegeben, sich aus Gründen der Reduzierung der Reparaturzeiten mit Material als Störreserve zu bevorraten. Das be-trifft insbesondere Muffen und Endverschlüsse. Stellungnahme APG: Wenn Personal eines Kabelherstellers innerhalb von 24 Stunden vor Ort ist, heißt das noch nicht, dass dann schon mit der Reparatur begonnen wird. Es begutachtet erst den Schaden und veranlasst dann den Reparaturablauf. Die Erfahrungen der Kabelbetreiber beweisen, dass die Reparaturzeiten bei der von KEMA-Dresden vorgeschlagenen Erdverlegung zwi-schen vier Wochen und zwei Monaten liegen.


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C.11. Welche Faktoren beschleunigen die Alterung eines Kabels und einer Freileitung, und sind diese Faktoren durch die netzbetrieblichen Bedingungen des Leitungsabschnittes Tauern – Salzach neu gegeben?

Mit Bezug auf die Antwort zu Frage C.4., die an dieser Stelle nicht wiederholt wird, wirkt sich eine häufige und über die jeweiligen Zeitkonstanten andauernde thermische Überlas-tung des Kabels auf eine beschleunigte Alterung aus. Sowohl durch die Ermittlung eines für die Übertragung der maximalen Leistung ausgelegten Kabelquerschnittes als auch durch eine geeignete Schutzeinstellung kann der Einfluss dieses Faktors für das Kabel auf dem Leitungsabschnitt Tauern – Salzach neu reduziert bis vermieden werden. Ein weiterer Faktor der beschleunigten Alterung eines Kabels ist durch das Watertreeing in Verbindung mit der mechanischen Schädigung des Außenmantels gegeben. Dieser Faktor kann grundsätzlich nicht ausgeschlossen werden, allerdings auf keiner Kabelstrecke. Die Alterung einer Freileitung wird, analog zum Kabel, durch thermische Überlastung, ins-besondere an den Verbindungsstellen, beschleunigt. Dieser Faktor kann, wiederum in Ana-logie zum Kabel, durch die Auswahl des entsprechenden Querschnittes sowie geeigneter Schutzeinstellungen reduziert bis vermieden werden. Die bei Freileitungen gegenüber Kabeln mögliche unkontrollierbare Beeinflussung durch äußere Überspannungen wird nicht als lebensdauerreduzierend für das gesamte System angesehen. Vielmehr kann durch einfachen Tausch einzelner Komponenten die volle Wirk-samkeit des gesamten Systems wiederhergestellt werden. Stellungnahme APG: Die angesprochenen Schutzeinstellungen werden nicht erklärt. Die Frage nach den Alterungsvorgängen zielte nicht nur auf Überlastsituationen ab, son-dern auch auf den normalen Betrieb. Dieser Aspekt wurde nicht beleuchtet. Ein Kabel altert thermisch grundsätzlich bei jeder Temperatur. Bei der Auslegung von An-lagen werden Betriebstemperaturen von über 70°C über alterungsrelevante Zeiträume vermieden, um die Anlagen hinsichtlich ihrer Lebensdauer nicht zusätzlich zur nicht ver-meidbaren elektrischen Alterung auch noch thermisch zu belasten .

C.12. Welche Methoden bestehen, um die Restlebensdauer einer Kabelleitung zu ermitteln und

dadurch Ausfällen vorzubeugen? Sind diese zerstörungsfrei und repräsentativ für die Ge-samtstrecke?

Nach dem aktuellen Stand der Technik auf dem Gebiet der Zustandsbestimmung von be-triebsgealterten Polyethylen-Isolierungen stehen verschiedene Prüf- und Diagnose-verfahren zur Verfügung, die eine gesicherte Ermittlung der Restfestigkeit der Isolierung und damit indirekt der Restlebensdauer des Kabels ermöglichen. Dabei kommen sowohl zerstörende als auch zerstörungsfreie Prüfungen in Hochspannungsprüffeldern und anhand von mobiler Vor-Ort-Messsystemtechnik zum Einsatz.


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Die Bewertung der Kabelstrecke in ihrer Gesamtheit (global) durch integrale Messverfahren ermöglicht es, Aussagen zum Abbau der isolierenden Eigenschaften der betriebsgealterten Strecke zu treffen. Neben der globalen Bewertung ist durch die Teilentladungs-(TE)-Messung mit integrierter Fehlerortung eine Lokalisierung aktueller und zukünftiger Fehler-stellen innerhalb der Kabelstrecke gegeben. Da die Teilentladungen i.d.R. während einer Spannungsprüfung aufgenommen werden, ist kein zusätzlicher Messaufwand, sondern le-diglich die Auswertung der registrierten TE-Signale nötig. Für die Ermittlung der Restlebensdauer von Kabelstrecken stehen grundsätzlich folgende zerstörungsfreie Verfahren zur Verfügung: • IRC (Isothermer Relaxationstrom) • C-Tangens-Delta (Verlustfaktor-Kapazitäts-Messung) • Offline- bzw. Online-Teilentladungsmessungen mit Fehlstellenlokalisierung. Diese Verfahren basieren auf dem sogenannten Vergleichswerteverfahren. Dabei werden i.d.R. die gemessenen Werte mit abgespeicherten Messwerten vergangener Messungen verglichen und entsprechende Schlussfolgerungen abgeleitet. Da für die Anwendung dieser Verfahren in Höchstspannungskabelnetzen bislang unzureichende Vergleichswerte zur Verfügung stehen und künftig wahrscheinlich auch zur Verfügung stehen werden, erscheint die Anwendung dieser Verfahren aus gegenwärtiger Sicht nicht geeignet. Durch die Schaffung einer eigenen Referenz, indem beispielsweise die verlegten Kabel-systeme in ihren Messwerten untereinander verglichen werden, ist jedoch eine Aussage zum Zustand der Einzelleiter auch bei Höchstspannungskabeln möglich. Limitierend er-scheinen in diesem Zusammenhang nur die Aufwendungen für die Prüftechnik. Alternativ besteht die Möglichkeit, aus vorhandenen Kabelstücken die Restspannungs-festigkeit zu bestimmen. Dieses Verfahren ist dabei nicht zerstörungsfrei. Die Proben müs-sen vor Durchführung der Tests herausgeschnitten werden. Um repräsentative Aussagen für die gesamte Strecke zu erhalten, müssten die Proben an mehreren Stellen gewonnen werden. Mit jeder Probe wäre die Implementierung von zwei Verbindungsmuffen erfor-derlich. Aufgrund der mit dieser Variante verbundenen hohen Kosten erscheint diese für die Anwendung in Höchstspannungskabelnetzen als praktisch nicht realistisch. Die Ermittlung der Restlebensdauer zur Verringerung möglicher Ausfälle ist für Höchst-spannungskabelnetze keine optimale Methode. Alternativ zur Restlebensdauerbestimmung bietet sich die Überlegung zum Einsatz von Teilentladungsmessgeräten an. Mit diesen auf dem Markt verfügbaren Geräten kann z.B. eine Online-Überwachung sensibler Komponenten der Kabelstrecke, z.B. Verbindungs-muffen, vorgenommen werden. Zu klären ist dabei u.a. die Verantwortlichkeit der Über-wachung und die Interpretation der gemessenen TE-Pegel. So ist zu definieren, bei wel-chem maximalen TE-Pegel bzw. bei welchem zeitlichen Anstieg von TE-Pegeln kritische Zustände vorliegen und welche Maßnahmen daraus ergriffen werden müssen. Stellungnahme APG: Aus den Antworten ist aus Sicht der APG erkennbar, dass es derzeit keine taugliche Me-thode zur Erfassung der Restlebensdauer von Kabeln gibt. Darüber hinaus müssen für sol-che Messungen die Kabel außer Betrieb genommen werden.


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C.13. Wie lange kann die Lebensdauer beim Kabel und bei der Freileitung garantiert werden und welche Möglichkeiten sehen die GUA, die Lebensdauer durch begleitende Instandhaltungs-maßnahmen zu verlängern? Die APG ist imstande, ihre Freileitungen bei entsprechender Wartung 100 bis 120 Jahre zu betreiben. Im Rahmen dieser Studie kann keine Garantie für eine bestimmte Lebensdauer sowohl von Kabeln als auch von Freileitungen gegeben werden. Aus heutiger Sicht werden von allen innerhalb dieser Studie auditierten Herstellern als technische Lebensdauer für Kabelsysteme übereinstimmend mindestens 40 Jahre ange-geben. Diese Aussagen basieren auf den künstlich durchgeführten Alterungstests, können allerdings durch Praxisergebnisse noch nicht bestätigt werden. Optimistische Herstelleraussagen gehen bereits von einer Lebensdauer von ca. 50 Jahren aus. Für Freileitungen wird international eine technische Lebensdauer von 80 Jahren ange-geben. Dabei wird von einem Wechsel der Seile und der Armaturen nach ca. 40 Jahren ausgegangen. Prophylaktische Instandhaltungsmaßnahmen für eine signifikante Lebensdauerverlänge-rung von Kabelanlagen sind nicht bekannt. Insgesamt sind die Instandhaltungskosten von Kabelanlagen u.a. auch aufgrund dieser Tatsache deutlich niedriger als bei Freileitungen (siehe Kapitel 3.8.3). Ordnungsgemäße Instandhaltungsmaßnahmen bei Freileitungen können zu einer Lebens-dauerverlängerung beitragen. Neben dem bereits erwähnten Tausch der Seile und Armatu-ren müssen dabei auch weitere Komponenten ausgetauscht werden, z.B. Fundamente und Stahlteile. Das Gesamtsystem bleibt somit erhalten, besteht aber zum großen Teil aus aus-getauschten Komponenten. Lebensdauerangaben von Freileitungen von 100 bis 120 Jahren sind im internationalen und repräsentativen Maßstab nicht bekannt. Stellungnahme APG: Die älteste Leitung der APG steht seit 1926. Ihr technisches Lebensende ist nicht abzuse-hen. Eine Lebensdauer von 100 bis 120 Jahren für eine heute gebaute Leitung ist realis-tisch, wenn sie dafür dimensioniert wurde und entsprechend erhalten wird. Die Festlegung der vorgesehenen Lebensdauer liegt einzig und alleine beim EVU. Ein Seiltausch nach 40 Jahren ist unbegründet und wird bei der APG auch nicht gemacht. Es ist auch unbegründet, warum Fundamente und Stahlteile getauscht werden sollten.


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V.1.3. Ungeeignete Annahme der Verlegetiefe für die Kabel Executive Summary: KEMA-Dresden schlägt eine Verlegetiefe für Verkabelungen vor, die die Topografie des Projektgebiets negiert und zwangsweise zu Überbeanspruchungen führen muss. Die für die Verlegung der Kabel vorgeschlagene Tiefe von 1,20 Meter ist in der Pra-xis unrealistisch. Die topografischen Gegebenheiten des Projektgebiets (wie z.B. hügeliges Gelände) wurden nicht berücksichtigt. Diese machen aber eine tiefere Verlegung und zusätzliche Sondermaßnahmen z.B. Unterkreuzungen oder Querun-gen von Gewässern, Straßen, Bahnstrecken, Kanälen, anderen Kabelleitungen, Ein-bauten, etc. unbedingt notwendig. Diese unbestreitbaren Projektgegebenheiten wur-den von KEMA-Dresden aber weder technisch noch in den Konsequenzen für die Betriebsführung und die Netzbetriebssicherheit (z.B. in Form einer erforderlichen Kabelkühlung) dargestellt. Auch die tatsächlichen Bodenbeschaffenheiten wurden nicht untersucht. Der von KEMA-Dresden beschriebene Ansatz ist, daher technisch nicht machbar. Der Platzbedarf bei Bau, Betrieb und Neuverlegung am Ende der Le-bensdauer der Verkabelungen ist ebenfalls unklar und widersprüchlich angegeben. Gegen jede gutachterliche Praxis wurde die Trassenbreite der Verkabelung in der veröffentlichten Studie wesentlich schmäler als in dem APG übergebenen Original dargestellt. Bei der Kabelverlegung muss das Erdreich gegen ein spezielles Bettungsmaterial ausgetauscht werden, was rund 25.000 LKW Fuhren ausmacht. Risiken: Die Nichtberücksichtigung der topografischen Gegebenheiten sowie die Unkenntnis über die der tatsächlichen Bodenbeschaffenheiten ergeben große Risiken hinsicht-lich der tatsächlich notwendigen Verlegetiefe, den entstehenden Kosten, der Netz-betriebssicherheit, der möglichen Stromtransport-Kapazität sowie den beim Ener-gie-Transport entstehenden Verlusten, die die KEMA-Dresden-Studie nicht darstellt und von denen sie abweicht. Die Studie geht von einer unrealistischen Verlegetiefe der Kabel im Projektgebiet aus. Tiefe-re Verlegungen und zusätzliche Sondermaßnahmen bei Unterkreuzungen werden jedoch aufgrund der Topografie der Umgebungsbedingungen (Kreuzungen von Bahnen, Straßen, Flüssen, andere Einbauten etc.) zwingend erforderlich sein. Die sind in der Studie technisch nicht dargestellt.


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KEMA-Dresden-Studie im Original: „2. Legetiefe: Es wird von einer Legetiefe von 1,2 m ausgegangen. Diese Tiefe wird von allen konsultierten Her-stellerunternehmen als ausreichend für die Verlegung von 380-kV-Kabeln erachtet. Bestimmt wird die minimale Legetiefe vorrangig durch Forderungen von Genehmigungsbehörden sowie durch das Vorhandensein anderer Versorgungsträger in bestimmten Trassenabschnitten. Letzteres kann nur mittels Detailuntersuchungen analysiert werden. Forderungen von Genehmigungsbehörden können u.a. von Vorgaben zur Einhaltung bestimmter Grenzwerte von elektromagnetischen Fel-dern bestimmt sein. Das konnte im Rahmen dieser Studie ebenfalls nicht analysiert werden. Kleine einzuhaltende Grenzwerte können zu größeren Verlegetiefen führen, wodurch sich die Stromüber-tragungskapazität der einzusetzenden Kabelsysteme reduziert.“ (KEMA-Dresden-Studie, Überge-benes Original, S. 94 / Veröffentlichte Version, S. 79) „Durch die große Längenausdehnung und die Breite des Bearbeitungskorridors können die Aus-sagen dieses Teils der Studie eine konkrete geologische Recherche und Baugrunduntersuchung vor Ort nicht ersetzen. Bereits geringfügige Abweichungen von < 100 Metern innerhalb des be-trachteten Erdkabelkorridors können aufgrund der wechselhaften geologischen Verhältnisse zu veränderten Aussagen hinsichtlich der geotechnischen und bautechnischen Auswirkungen des Vorhabens führen. Aufgrund der geringen Besiedlung und Bebauung der Gebirgslagen stehen au-ßerhalb des Salzachtales nur sehr vereinzelte Baugrundaufschlüsse für Recherchen zur Ver-fügung. (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 243 / Veröffentlichte Version, S. 227) Kritik seitens APG: Die Annahme einer Verlegetiefe der Kabel von 1,2 m ist mit Rücksicht auf die Verhältnisse im Projektgebiet unrealistisch. Sie wird im hügeligen Gelände, bei der Querung von Gewäs-sern, Straßen, Bahnen, Flüssen, anderen Kabelleitungen, Kanälen etc. nicht einzuhalten sein. Eine Dimensionierungsreserve für den Fall von Abweichungen besteht nicht. Das Gutachten nennt selbst, dass Ungewissheiten bei der Einschätzung der Bodenbeschaf-fenheiten bestehen. Dennoch wurde die Kabelanlage ohne Reserven und mit teilweise mit unrichtigen Werten dimensioniert. Detaillierte Begründung der APG: Die Autoren weisen selber darauf hin, dass die tatsächliche Verlegetiefe von anderen Bedingun-gen abhängen würde, die in einer Detailuntersuchung zu ermitteln ist. Bei einer anderen Legetiefe wäre eine Reduzierung der Übertragungsleistung die zwingende Folge. Daraus ist eindeutig abzuleiten, dass die Annahmen für die Kabel-Verlegung nicht zu halten sein werden. Das betrifft auch die Einhaltung von Grenzwerten für die elektromagnetischen Felder (wurde von KEMA-Dresden nicht geprüft), was zu grundlegend anderen Legetiefen oder Lege-


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Arten führen muss. Die vorgeschlagene Verlegeart ist durchgehend unmöglich und eine Kabelaus-führung könnte nicht nach der in der Studie vorgeschlagenen Ausführung erfolgen. Trotz der geringen Verlegetiefe von 1,2 m ergeben sich bei der Vollverkabelung rund 25.000 LKW Ladungen á 12 m3 für den Antransport des thermischen Bettungsmaterials und für den Abtransport des Aushubmaterials. Die als Alternative in Punkt 7 „Alternative Kabelsysteme“ erwähnte Führung mit drei Systemen 2.500 mm2 oder mit zwei Doppelkabeln 1.600 mm2 wird zwar erwähnt, aber nach Angabe der Au-toren in die konkrete Betrachtung nicht aufgenommen. Somit ist die technische Darstellung als Untersuchung für die Leitung „Salzach NEU – UW Tauern“ nicht vollständig. Die geologische Untersuchung bezieht sich nur auf die Grundvariante mit zwei Systemen. Eine Be-rücksichtigung der Alternativen erfolgt nicht.

„Den nachfolgenden Ausführungen liegt die einfachste Ausführungsvariante – Künettenver-legung eines 2-fach-Systems mit thermischer Bettung – zugrunde.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 244 / Veröffentlichte Version, S. 228)

Für den Abschnitt von Golling bis Bluntautal („Abschnitt a)“) wird in der Studie mitgeteilt:

„Der Abschnitt a) ist daher sowohl aus geotechnischer Sicht als auch aus Kostengründen für eine Erdkabelverlegung nur sehr bedingt geeignet.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 286 / Veröffentlichte Version, S. 270)

Auch ist dieser Hinweis für den „Abschnitt b)“ – von Bluntautal bis Werfen – zu finden:

„Eine Erdkabelverlegung müsste daher vorzugsweise innerhalb der Bundesstraße B 159 er-folgen. Hierzu gelten die Ausführungen des Abschnittes a).“ (KEMA-Dresden-Studie, Über-gebenes Original, S. 287 / Veröffentlichte Version, S. 271)

Auch auf eine abschnittweise erschwerte Verlegung und Wartung wird in der Studie hingewiesen.

„Erschwerend auf Bau und evtl. erforderliche Wartung eines Erdkabels wirkt sich die Lage der Bundesstraße B 159 südlich des Pass’ Lueg bis nördlich Gasthof Stegenwald innerhalb des Hochwasserabflussraumes HQ 30/100 aus. Eine zeitweise Lage der Grabensohle im Hochwasserbereich kann damit nicht ausgeschlossen werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Ü-bergebenes Original, S. 286 / Veröffentlichte Version, S. 270)

Für den Bereich von Schwarzach bis Taxenbach nennt die Studie die folgenden zu berücksichti-genden Schwierigkeiten:

„Im Falle einer Erdkabelverlegung innerhalb des Teilabschnittes Schwarzach – Taxenbach sind folgende Aspekte zu berücksichtigen: Im Salzachtal kann ein Erdkabel über weite Strecken nur unter Nutzung der bereits vorhan-denen Verkehrswege verlegt werden. Dafür kommt vorzugsweise die alte Pinzgauer Schnell-straße S 11 in Betracht, was jedoch einen vollständigen grundhaften Ausbau der Straße mit den bekannten Behinderungen des Verkehrs bedingt. Bei einer Erdkabelverlegung sind voraussichtlich mehrere Querungen der Salzach unter den o.g. schwierigen geologischen Bedingungen erforderlich.


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Die Erdkabelverlegung bedingt einen hohen Aufwand an geotechnischer Vorerkundung. Mit der Aktivierung von neuen Rutschungen bzw. der Reaktivierung vorangegangener Rutschun-gen ist zu rechnen. Eine Vermeidung ist auch mit einem hohen Aufwand an technischen Si-cherungsmaßnahmen nicht auszuschließen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 307 / Veröffentlichte Version, S. 291)

Für den Bereich von Bruck bis Tauern nennt die Studie die folgenden Umgebungsbedingungen, die bei einer Kabellegung zu berücksichtigen wären:

„c) Bruck bis UW Tauern Die Ortschaft Bruck liegt am Talausgang des Zeller Beckens. Das Tal weitet sich hier auf bis zu zwei Kilometer Breite auf (s. Bild 4-19 und Bild 4-20). Die geotechnischen Verhältnisse sind insbesondere gekennzeichnet durch:

• feinkörnige sandig-schluffige Sedimente in der Tiefenlage der Sohle einer Erdkabel-künette mit sandig-kiesigen Flussablagerungen unterhalb ca. fünf Metern, dadurch geringe Tragfähigkeit der Grabensohle

• hohe Grundwasserstände im gesamten Bereich des Zeller Beckens • starke Setzungsneigung des Baugrundes infolge von Belastungen (für den Bau der

Bundesstraße B 311 zwischen Bruck und Schüttdorf mit einer Dammhöhe von ca. drei Metern wurden Setzungen im Bereich mehrerer Dezimeter prognostiziert).

Die Fläche zwischen Fürth – Schüttdorf – Bruck befindet sich zu ca. 70 % im Hochwasser-abflussraum HQ 100. Westlich der Linie Kaprun – Schüttdorf ist nahezu der gesamte Tal-raum im Hochwasserabflussraum HQ 30 gelegen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes O-riginal, S. 309 / Veröffentlichte Version, S. 239)

Im Kapitel 4.6 „Teilzusammenfassung“ wird für den geologischen Teil resümiert:

„Im betrachteten 2. Abschnitt der Salzburgleitung trifft ein derartiges Bauvorhaben auf kom-plizierte geologische Bedingungen, wobei die Schwerpunkte im Salzachtal zwischen Golling – Pass Lueg – Werfen sowie zwischen Schwarzach und Taxenbach liegen. In diesen Ab-schnitten ist aufgrund geologischer Besonderheiten mit sehr hohen Aufwendungen bei der Verlegung eines Erdkabels zu rechnen. Zwischen Golling und Werfen stellt vor allem das be-engte Salzachtal die größte Schwierigkeit dar, wobei am Pass Lueg sogar eine Tunnellösung durch das Hagengebirge erforderlich werden könnte. Zwischen Schwarzach und Taxenbach trifft das Vorhaben auf besonders schwierige geo-logische Bedingungen (Tauern-Nordrandstörung). Die Arbeiten können sich dort nicht nur auf reinen Erdbau beschränken, sondern erfordern zusätzliche Sicherungsmaßnahmen in Hang-anschnitten, für Hochwassersicherung und die Sicherung von bestehender Infrastruktur (Straßen, Bahnlinien, erdverlegte Medien) gegen Gefährdungen aus dem Erdkabelbau. Auch nach erfolgreicher Verlegung eines Erdkabels können in diesem Abschnitt geotechnische Ri-siken in der Betriebsphase nicht ausgeschlossen werden. In den übrigen Abschnitten ist der Bau eines 380-KV-Erdkabels grundsätzlich möglich. Einige lokale Besonderheiten konnten im Rahmen dieser Machbarkeitsstudie aufgezeigt werden, eine vollständige Beschreibung der geologischen und geotechnischen Verhältnisse ist jedoch erst im Zuge konkreter Planungen möglich, die auch eine Optimierung hinsichtlich geo-technischer, raumplanerischer und wirtschaftlicher Aspekte beinhalten müssen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 311 / Veröffentlichte Version, S. 295)


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Warum unter Berücksichtigung der in der Studie genannten abschnittsweise sehr ungüns-tigen Umgebungsbedingungen für die Voll- und für die Teilverkabelung (wobei sogar eine sehr aufwendige und teure Tunnel-Verlegung für einen Abschnitt in Betracht gezogen wur-de) von einer Verlegetiefe von 1,2m ausgegangen wurde, ist für APG nicht ausreichend be-gründet. In der Studie werden immer wieder Hinweise auf erforderliche besondere Maß-nahmen bei erschwerten Verlegebedingungen gemacht, diese werden aber weder erklärt und noch quantifiziert. Ebenfalls erfolgt keine Darstellung für die beiden Alternativen.


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V.1.4. Ungeeigneter Lastfaktor für eine Übertragungsleitung Executive Summary: Unrichtige Annahme des Lastfaktors führt zu einer zu geringen Belastung der KEMA-Dresden-Verkabelungen Anstelle des korrekten Lastfaktors für Übertragungsnetze – und die Salzburgleitung stellt einen Teil des europäischen Übertragungsnetzes dar – wählt KEMA-Dresden einen Lastfaktor, der typischerweise für Verteilernetze von der Mittelspannungs-ebene abwärts angewendet wird. Daraus ergibt sich eine zu geringe Dimensionie-rung für die Verkabelungsvarianten. Risiken: Der von KEMA-Dresden unrichtig für den 380-kV-Ring der APG verwendete Lastfak-tor für Verteilernetze würde bei einer Umsetzung des Projekts aufgrund der daraus resultierenden zu niedrigen Dimensionierung der Stromtransportkapazität zu einem Engpass auf der Salzburgleitung und damit im österreichischen 380-kV-Ring führen. Die langfristige Gewährleistung der Versorgungssicherheit wäre nicht mehr gege-ben, da Transportkapazität, Erfordernisse des Marktes und der Kraftwerke zusam-menpassen müssen. Die Studie verwendet einen für das vorliegende Projekt ungeeigneten Lastfaktor. Die Ver-fasser haben einen Lastfaktor angesetzt, der für Mittelspannungs- oder sonstige Verteilnet-ze anzusetzen ist, aber nicht für Übertragungsnetze, wie sie die APG betreibt. Durch diesen unrichtigen Lastfaktor ergibt sich eine zu geringe Kabeldimensionierung in der Studie. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Bislang unberücksichtigt ist die Betrachtung des Einflusses der zeitlich verzögerten Temperatur-änderung des Kabels infolge von Lastschwankungen. Die Berechnungen wurden mit einem Belas-tungsfaktor von m = 1 (Dauerlast) durchgeführt. lm Falle der Salzburgleitung ist jedoch von einer typischen alternierenden Belastung mit dem entsprechenden Belastungsfaktor vom m = 0,7 aus-zugehen.

Der durch das Erdreich bedingt schlechte Abtransport der Wärme führt bei Kabelsystemen zu deutlich höheren Temperaturzeitkonstanten als bei Freileitungssystemen. Das hat zur Folge, dass die Stromübertragungskapazilät bei wechselnder Last (2. B. m = 0,7) größer ist als bei Dauerlast (m = 1). Selbst bei Annahme einer wechselnden Last kann der maximale zulässige Strom in Ab-hängigkeit der Vorbelastung unter Umständen höher sein als bei Annahme des für den Belas-


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tungsfaktor m = 0,7 geltenden normierten Lastspiels.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Ori-ginal, S. 91 / Veröffentlichte Version, S. 75)

Kritik seitens APG: Nachdem die Salzburgleitung eine Leitung im gesamteuropäischen Übertragungsnetz und mit den Besonderheiten des österreichischen 380-kV-Ringes sein wird, ist ein Lastfaktor von 0,7, wie er für Verteilnetze angesetzt werden könnte, hier nicht anzusetzen. Der Lastfak-tor für die Salzburgleitung ist: m = 1. Alle folgenden Berechnungen in der Studie, die sich auf den unrichtigen Lastfaktor von m = 0,7 beziehen, sind demnach für den vorliegenden Fall unrichtig. (siehe Beilage 6, Stellungnahme des Institutes für Elektrische von Anlagen der Technischen Universität Graz zur KEMA-Studie zur Teilverkabelung der Salzburg-Leitung von Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Lothar Fickert und Ao.Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Herwig Renner). Detaillierte Begründung der APG: Als Untermauerung für den anzunehmenden Ansatz von m = 1 wird beispielhaft ein Ausschnitt aus einer Cigre-Veröffentlichung der Wienstrom aus dem Jahr 2006 angeführt, aus dem hervorgeht, dass auch Wienstrom bei ihrer neuesten Kabelanlage (Inbetriebnahme 2005) mit einem Lastfaktor von m = 1 für die Kabeldimensionierung rechnet (load factor = 1) obwohl das Kabel im Verteilnetz nicht mit einem für Salzburg gedachtes Kabel vergleichbar ist. Als Co-Autor dieses Cigre-Beitrages bestätigt auch der Kabelhersteller Prysmian (ehemals Pirelli) damit die Richtigkeit der Annahme vom m = 1.

Abbildung 9: Cigre-Bericht B1-102/2006 – The 400kV Vienna North Input


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Auch der italienische Netzbetreiber Terna hat bei seiner Teilverkabelung Turbigo-Rho mit einem Lastfaktor von m=1 gerechnet (siehe Quellenverweis [QV 4]). Mitarbeiter des Kabelherstellers Prysmian (ehemals Pirelli) sind Co-Autoren dieses Cigre-Beitrages und haben diesen Ansatz mit-bestätigt.

Abbildung 10: Cigre-Bericht B1-302/2006 – Tabelle 5.1 zum Turbigo-Rho-Erdkabel, Lastfaktor Vattenfall/Berlin teilt in einer E-Mail vom 18. Februar 2008 an die APG mit, dass sie einen Lastfak-tor von m = 0,9 für die Kabeldimensionierung in Berlin angesetzt haben:

„Die Ermittlung des Lastfaktors für unsere 380-kV-Diagonale wurde seinerzeit noch unter dem Gesichtspunkt der gesicherten Leistungsübertragung in der Großstadt angestellt, we-niger unter der Fragestellung der maximalen Leistungsfähigkeit als Transportleitung.

Für die Übertragungsfähigkeit der 380-kV-Leitung wurden folgende Betriebsbedingungen vorausgesetzt: Den Belastbarkeitsangaben liegt ein Tageslastspiel mit einem Belastungsgrad von m = 0,85 zugrunde. Zum Nachweis der zulässigen Erwärmung am ökologischen Punkt (Er-reichen von Enderwärmungen erst nach Jahren) wird dem Tageslastgang zusätzlich ein Wochenzyklus mit mWo = 0,88 und ein Jahreszyklus mit ma = 0,9 überlagert.“


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RWE und E.ON teilen mit, dass sie für das Übertragungsnetz einen Lastfaktor m = 1 für das Über-tragungsnetz ansetzen. Durch den von KEMA-Dresden zu niedrig angesetzten Lastfaktor 0,7 wird die Belastbarkeit der Kabelanlage unzulässig angenommen und es verringern sich die Verluste bedeutend. Beides führt zu einer unrealistischen Kabelauslegung. (Siehe auch: Beilage 6, Stellungnahme des Institutes für Elektrische von Anlagen der Technischen Universität Graz zur KEMA-Studie zur Teilverkabelung der Salzburg-Leitung von Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Lothar Fickert und Ao.Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Herwig Renner)


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V.1.5. Bodenkennwerte viel zu optimistisch und praxisfremd Executive Summary: Idealisierte Bodenkennwerte absolut unrealistisch. KEMA-Dresden geht für die Kabeldimensionierung von idealisierten Bodenkenn-werten aus. Eine Prüfung der örtlichen Gegebenheiten wurde jedoch nicht vorge-nommen. Es ist nicht bekannt, wie die Wärmeabgabe des Kabels erfolgen kann. Eine gegebenenfalls erforderliche und im konkreten Fall wahrscheinliche Kabelküh-lung wegen der gegenüber der KEMA-Dresden Annahmen schwierigeren Bodenwer-te, wurde in der Studie nur angesprochen aber weder dargestellt noch sonst wie be-rücksichtigt. Risiken: Die Reserven für die Kabelauslegung in der KEMA-Dresden-Studie sind null. Das bedeutet, dass jede Abweichung von den idealisierten Annahmen zu einer unzuläs-sigen Belastung des Kabels und damit zu einem Betriebsrisiko führt. Solche Abwei-chungen können sich durch eine Änderung des Klimas (Temperatur und Feuchtig-keit) ergeben, aber auch durch Änderungen der Bodennutzung über dem Kabel oder durch Änderungen der Erdüberdeckung. Die Kabeldimensionierung beruht auf einer unrealistischen Annahme der spezifischen Erd-widerstände im Projektgebiet. Die Studienverfasser weisen selbst darauf hin, dass sie keine Prüfung der örtlichen Gegebenheiten vorgenommen haben. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Nach Herstellerangaben ist es auch möglich, Bettungsmaterialien mit einem spezifischen Erd-bodenwiderstand von 0,5 Km/W einzusetzen. Das jedoch setzt die Prüfung der örtlichen Gegeben-heiten voraus (z.B. Herkunft der Sande), was im Rahmen dieser Studie nicht geleistet werden konnte. Vielmehr kann es ausschließlich Aufgabe nachgelagerter Projektierungsstudien sein, die technische Realisierbarkeit von thermisch stabilisierten Bettungsmaterialien und deren Einsetz-barkeit im Bereich der Trasse der Salzburgleitung zu untersuchen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Über-gebenes Original, S. 87 / Veröffentlichte Version, S. 71)


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Abbildung 11: Stromübertragungskapazität

(KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 87 / Veröffentlichte Version, S. 71) Kritik seitens APG: Die Verfasser erklären, dass sie die örtlichen Gegebenheiten nicht geprüft haben. Dennoch setzen sie den denkbar günstigsten Erdwärmewiderstand von 0,5 Km/W als Bettungsmate-rial für die Kabeldimensionierung an. Die Abbildung oben zeigt, dass KEMA-Dresden nur durch durchgehend unrealistisch güns-tige Annahmen zu dieser Kabeldimensionierung gekommen ist. Detaillierte Begründung der APG: Ohne Erkundung der Bodenverhältnisse und ohne Sicherheitspuffer bei der Kabeldimensionierung hat die Kabelanlage keinerlei Reserven. Jede noch so kleine Abweichung von den Annahmen be-deutet eine Überlastung des Systems. Auf diese Weise erfolgte die Dimensionierung der Kabel in der KEMA-Dresden-Studie. Die Verfasser erklären, dass neben der Parametrierung der die Stromtragfähigkeit beeinflussen-den Randbedingungen auch eine zusätzliche Kühlmaßnahme zur Erhöhung der Bemessungs-ströme erfolgen kann (was in der Studie nur erwähnt aber nicht untersucht wurde). Es ist unklar, wie eine derartige Kühlanlage auszulegen wäre. Im hügeligen Gelände ist der statische Druck in den Kühlrohren zu beachten. Eine 10 m hohe Wassersäule ergibt z.B. bereits 1 atm Druck. Gelän-deunebenheiten führen zu solchen statischen Drücken des Kühlmediums, die nicht nur von den


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Kühlpumpen zu bewältigen sind, sondern auch von den Kühlrohren aufgenommen werden müs-sen. Nicht angesprochen wurden die erforderliche Überwachung einer Kühlanlage und die Frage der Sabotage. Eine Kühlanlage erhöht das Betriebsrisiko durch die Möglichkeit ihres Ausfalls und der damit verbundenen reduzierten Übertragungsfähigkeit des Kabels. Auch eine Erhöhung der Verluste durch die Kühlanlage wurde nicht ermittelt.

„Eine weitere Möglichkeit, höhere Bemessungsströme zu erreichen, ist durch Anwendung zusätzlicher Kühlmaßnahmen möglich. Diese technisch verfügbare Möglichkeit soll im Rah-men dieser Studie nur erwähnt werden, um zu dokumentieren, dass neben der Parametrie-rung der die Stromtragfähigkeit beeinflussenden Randbedingungen weitere Mittel bestehen, den zulässigen Strom zu erhöhen. Eine grundsätzliche Untersuchung erfolgt nicht. Durch zu-sätzliche Kühlmaßnahmen kann es zur Erhöhung der Verluste kommen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 92 / Veröffentlichte Version, S. 76)

Auf die eigentliche Kabeldimensionierung wird in einem Satz hingewiesen, ohne den Vorgang oder die technischen Grundlagen anzuführen:

„Die Übertragungskapazität eines der angegebenen Kabelsysteme wurde auf Grundlage von Herstellerangaben ermittelt.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 92 / Veröf-fentlichte Version, S. 76)

Aus diesen nicht näher beschriebenen Ermittlungen geht nach Darstellung der Studienverfasser hervor:

„Ab einem Leiterabstand von ca. 0,5 m nimmt der Zuwachs an Übertragungskapazität ab. Ein thermischer Grenzstrom, wie für die Freileitungsvariante mit 3.477 A gefordert, kann mit zwei Systemen à 2.500 mm2 unter realen Bedingungen ohne Zusatzkühlung nicht erreicht werden. Es ist jedoch möglich, (n-1)-sichere Übertragungsleistungen, je nach eingesetztem Bettungs-material, von ca. 3.000 A zu erreichen. Bei Einsatz von drei Drehstromkabelsystemen mit dem Querschnitt 2.500 mm2 können, je nach den zu beachtenden Minderungsfaktoren für Parallellegung, (n-1)-sichere Übertra-gungsleistungen im Bereich von deutlich über 4.000 A erreicht werden. Damit könnte die Forderung nach maximaler Übertragungsfähigkeit erfüllt werden. Für ein Drehstromkabelsystem mit dem Querschnitt 1.600 mm2 und zwei Teilleitern je Phase des Drehstromsystems können Stromübertragungskapazitäten gemäß Bild 3-25 erreicht wer-den. Der geforderte Grenzstrom von ca. 3.500 A kann bei Einsatz eines thermisch stabilisierten Bettungsmaterials mit einem spezifischen Erdbodenwärmewiderstand von ca. 0,65 Km/W be-reits bei Leiterabständen von ca. 0,55 m erreicht werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Über-gebenes Original, S. 93 / Veröffentlichte Version, S.77)

Auch hier wird von KEMA-Dresden ein Belastungsfall mit m = 0,7 anstelle von m = 1 an-genommen. Damit werden die Verluste nahezu halbiert. Trotz dieses Ansatzes ist der n-1-sichere, aber viel zu geringe Übertragungsstrom von 3.000 A nur mit völlig unrealistischen Umgebungs-bedingungen zu erreichen.


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Die Annahme eines durchgängigen Erdwärmewiderstandes von 0,6 – 0,7 Km/W kann für das Hin-terfüllungsmaterial stimmen, ist aber für das umgebende Erdreich mit ausgebildeten Trockenzonen unrichtig. (siehe Beilage 4, Stellungnahme von DI Helmut Reisinger (ETR) zu „Thermisch stabiles Bettungsmaterial für Energiekabel“) Unterschiedliche Bodenkennwerte sind auch insbesondere für die feuchten Gebiete des Flachgaus und die felsigen Gegenden der Durchbruchsstrecken der Salzach im Bereich zwischen Kaprun und Bruck zu erwarten. Darauf wird in der Studie sogar selbst hingewiesen:

„Allgemein gelten folgende spezifische Wärmewiderstände (s.a. /4-11/): • trockener Boden: 2,5 Km/W • feuchter Boden: 1,0 Km/W • thermisch stabilisiertes Bettungsmaterial: < 1,0 Km/W“

(KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 245 / Veröffentlichte Version, S. 229) Eine thermische Berechnung könnte nur unter Ermittlung der kritischen Isotherme erfolgen. Da ein thermisch wirksamer Strom von 3.000 A bei m = 1 bei der dargestellten Verlegeart keinesfalls möglich ist, scheiden alle darauf beruhenden Überlegungen aus. Spezifische Bodenwiderstände von 0,5 Km/W kommen in Österreich in der Natur auch bei Böden mit hohem Wassergehalt kaum vor. Selbst thermisch gute, unbelastete Böden (keine Fremder-wärmung, beispielsweise durch die Kabelanlage selbst) mit hohem Wassergehalt liegen nicht unter 0,7 Km/W. Je nach Legegeometrie und anfallender Verlustwärme, steigen sie während des Betrie-bes der Kabelanlage durch zunehmende Trocknungsvorgänge an. In langen Trockenperioden können diese Werte vor allem bei Seichtverlegungen (wie hier 1,2m) nicht eingehalten werden. Spezifische Bodenwiderstände von 0,5Km/W sind mit besonderen Sanden, welche über eine ent-sprechende Kornverteilung verfügen, labormäßig herstellbar. Sie werden aber wegen anderer Nachteile in der Praxis für die Bettung von 380-kV- Kabelanlagen nicht angewendet. Bei der Beurteilung einer Kabelvariante für eine der wichtigsten Leitungsverbindungen im österrei-chischen 380-kV-Ring, und die ist eine 380-kV-Kabelanlage zweifellos, müssen jedenfalls realisti-sche Bodenwerte erhoben werden. Als Mindestzeitraum dafür ist ein Jahreszyklus erforderlich. Die Kabelauslegung mit 0,5 Km/W ist fern jeder Realität und ergibt unrichtige Ergebnisse. Der Ver-fasser der Studie weist selbst darauf hin, dass Bodenkennwerte erst ermittelt werden müssen. Umso unverständlicher ist es, dass er wissentlich viel zu günstige Kennwerte herangezogen hat. Im geologischen Teil der Studie ist der konkrete Hinweis zu finden, dass das bei der Querung von stark befahrenen Straßen und auch bei der Verlegung in den Straßen eine Verringerung der Strombelastbarkeit bedeutet. (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 255 / Veröffent-lichte Version, S.261) Die Tabelle 4-3 nennt 14 Entlangführungen an bzw. Querungen von Bun-desstraßen plus 14 solche mit Landesstraßen.

„Bei der Erdverlegung von Energiekabeln wird man innerhalb von stark befahrenen Straßen überwiegend eine grabenlose Verlegung anstreben, um Störungen im Straßenverkehr zu vermeiden. Das betrifft sowohl die Querung von Verkehrswegen als auch die Verlegung in-


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nerhalb dieser Verkehrswege. Dies hat jedoch nachteilige Auswirkungen auf die thermische Strombelastbarkeit des Erdkabels, da durch die Anordnung der erforderlichen Schutzrohre eine thermische Bettung nicht mehr möglich ist.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Ori-ginal, S. 255 / Veröffentlichte Version, S. 239)

Für den Bereich Golling bis Bluntautal (betrifft die Vollverkabelung) wird im geologischen Part auf die schwierigen Platzverhältnisse hingewiesen. Nach Ansicht der Studienverfasser ist abschnitts-weise nur die Verlegung in der Straße denkbar (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 286 / Veröffentlichte Version, S. 270). Es wird nicht erklärt, welche Überlegungen zur Behandlung der thermischen Verhältnisse bei einer Verlegung in der Straße angestellt wurden.

„Somit kann ein zu verlegendes Erdkabel den Pass Lueg nur innerhalb der bestehenden Bundesstraße oder alternativ in einem noch herzustellenden weiteren Tunnel mit anschlie-ßender Rohrbrücke über die Salzach überwinden, da die Weiterführung ab Ofenauerbrücke in südlicher Richtung aus Platzgründen nur auf dem östlichen Salzachufer möglich ist. Die Verlegung eines Erdkabel-Doppelsystems innerhalb der Straße hätte einen kompletten Rückbau und grundhaften Neuaufbau der Bundesstraße mit den einhergehenden mehr-monatigen Sperrungen und Verkehrsbehinderungen zur Folge. Mit Ausnahme der Tauern-autobahn A 10 existieren keine nutzbaren Umleitungsstrecken in südlicher Richtung. Diese Maßnahme kann daher nur ernsthaft in Erwägung gezogen werden, wenn ein grundhafter Ausbau der Bundesstraße in diesem Bereich ohnehin erforderlich wäre.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 286 / Veröffentlichte Version, S. 270)

Wiederum weisen die Verfasser darauf hin, dass Zusatzkühlungen sinnvoll werden können, die sie allerdings weder untersucht noch in der Kostenkalkulation berücksichtigt haben:

„6. Zusatzkühlung Die Einführung einer zusätzlichen Kühlung ermöglicht eine weitere Einflussnahme auf die Steigerung der Stromübertragungskapazität. Dies kann auch im Einzelfall auf engen Tras-senabschnitten, z.B. Taxenbacher Enge, sinnvoll sein. Ein Einsatz kann jedoch nur im Rah-men von detaillierten Untersuchungen bestimmt werden. Kalkulatorisch wurden keine Mehr-kosten für eine Zusatzkühlung berücksichtigt.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Origi-nal, S. 95 / Veröffentlichte Version, S. 79)

Nochmals weisen die Studienverfasser darauf hin, dass ihre Berechnung für die Verlegung von zwei Kabelsystemen mit 2.500 mm2 auf den zuvor genannten Parametern basiert (Legetiefe, Bet-tungsmaterial, Parallellegung, Temperaturmonitoring, Zusatzkühlung). Für den Fall, dass diese Pa-rameter nicht eingehalten werden können, können Alternativen zum Einsatz kommen. Eine detaillierte Untersuchung oder Darstellung dieser Alternativen ist jedoch nicht erfolgt, sondern nur eine Kostenschätzung, die Berechnung der Blindleistungskompensation und die der Verluste.

„7. Alternative Kabelsysteme Reicht die Stromübertragungskapazität der zwei Systeme 2.500 mm2 nicht aus (z.B. weil vor-genannte Parameter mit den definierten Randbedingungen nicht eingehalten werden kön-nen), können alternativ zum Einsatz kommen:


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– drei Systeme VPE-isolierter Kupferkabelsysteme mit einem Querschnitt von 2.500 mm2 – zwei Systeme VPE-isolierter Kupferkabelsysteme mit einem Querschnitt von 1.600 mm2, jedoch mit zwei Teilleitern je Phase Für beide alternativen Kabelsysteme erfolgt im Rahmen dieser Studie keine detaillierte Un-tersuchung, jedoch werden deren Investitionskosten der Grundvariante mit zwei Systemen 2.500 mm2 gegenübergestellt. Alternative Kabelsysteme erscheinen jedoch grundsätzlich als die teuerste Lösung und sollten stets als letzte Möglichkeit betrachtet werden.“ (KEMA-Dres-den-Studie, Übergebenes Original, S. 95 / Veröffentlichte Version, S. 79)

Es ist somit unklar,

• wie die Kabeldimensionierung für die Grundvariante und die Alternativen erfolgt ist, • was zu erwarten ist, wenn die Grundvariante nicht realisierbar ist, denn die Alternati-

ven wurden weder näher beschrieben noch detailliert untersucht. Zusammenfassend wird festgehalten:

• Die untersuchte Grundvariante erfüllt die Anforderungen der geplanten Salzburglei-tung nicht.

• Die beiden alternativen Kabelsysteme erfüllen die Anforderungen der APG ebenfalls nicht und werden in der KEMA-Dresden-Studie auch nicht detailliert untersucht.

• Für beide alternativen Kabelsysteme werden jedoch deren Investitionskosten der Grundvariante mit zwei Systemen 2.500 mm2 gegenübergestellt.

• Die alternativen Kabelsysteme erscheinen nach Aussage der Verfasser grundsätzlich als die teuerste Lösung und sollten stets als letzte Möglichkeit betrachtet werden.

• Nachdem die Grundvariante laut KEMA-Dresden-Studie die Anforderungen der APG nicht erfüllt, sind zwingend die Alternativen zu betrachten (für die allerdings keine detaillierte Untersuchungen erfolgt sind).

• Die Machbarkeitsstudie untersucht somit nach eigenen Angaben eine nicht mach-bare Variante (die Grundvariante).

• Die Machbarkeitsstudie untersucht nicht die Alternativen, die eher auf richtigen An-nahmen basieren als die Grundvariante.


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V.1.6. Die in Österreich gültigen und anzuwendenden Normen wurden nicht berück-

sichtigt Executive Summary: KEMA-Dresden wendet Normen an, die es in Österreich nicht gelten bzw. berück-sichtigt österreichische Normen nicht. Die KEMA-Dresden-Studie macht Angaben über die Machbarkeit einer Voll- und Teilverkabelung in Österreich. Anstatt österreichische Normen zu verwenden und als zwingend vorgegeben zu berücksichtigen, bezieht sich KEMA-Dresden auf Nor-men, die in Österreich nicht existieren oder nicht Normstatus haben. Die von KEMA-Dresden vorgeschlagene Verkabelung würde den österreichischen Grenzwert für das magnetische Feld um 100 Prozent überschreiten. Trotz dieser Tatsache und der daraus resultierenden Sicherheit, dass ein solches Verkabelungsprojekt nicht ge-nehmigungsfähig ist, wird der Eindruck einer „Machbarkeit“ erweckt. Risiken: Bei einer Umsetzung des von der KEMA-Dresden vorgeschlagenen Verkabelungs-projektes würde der in Österreich geltende und weltweit von der Weltgesundheits-organisation (WHO) empfohlene Grenzwert für das magnetische Feld um 100 Pro-zent überschritten. Die Studie wurde für Österreich gemacht. Sie bezieht sich jedoch auf Normen, die in Öster-reich gar nicht existieren bzw. nicht Status einer Norm haben, und vernachlässigt / negiert andererseits Normen, die in Österreich anzuwenden sind. KEMA-Dresden-Studie im Original: KEMA-Dresden geht auf das Wienstrom-Projekt wie folgt ein: „Die Kabel wurden in einem Graben direkt am Straßenrand verlegt. Aufgrund eines österrei-chischen Gesetzes, welches die Einhaltung einer magnetischen Feldstärke von 15 µT vorschreibt, musste die Verlegung in einer Tiefe von 2,7 m erfolgen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes O-riginal, S. 40 / Veröffentlichte Version, S. 56) Kritik seitens APG: Das von KEMA zitierte österreichische Gesetz, welches als Grenzwert für Elektromagneti-sche Felder 15 µT vorschreibt, gibt es nicht. In Österreich ist für die Beurteilung von elektri-


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schen und magnetischen Feldern (EMF) die Vornorm E 8850 anzuwenden, welche 100 µT als Vorsorgewert für die Exposition der allgemeinen Öffentlichkeit nennt. Die Einhaltung der Werte aus der E 8850 wurde von KEMA-Dresden bei der Kabeldimen-sionierung nicht berücksichtigt. Das von der KEMA-Dresden vorgeschlagene Kabel würde den österreichischen Grenzwert für das magnetische Feld wesentlich überschreiten. Detaillierte Begründung der Kritik: Die Studie berücksichtigt die in Österreich geltende Norm über elektrische und magnetische Grenzwerte nicht. Zusätzlich ist festzuhalten: Die Studie verweist auf eine in Österreich nicht anzuwendende Norm für die Verlegung von Erdkabeln. In Österreich ist nicht die angeführte DIN 0276/1000/3-19 anzu-wenden, sondern die ÖVE-L20 „Verlegung von Energie- Steuer- und Messkabeln“. Die ÖVE-L20 besagt im § 7, dass die Verlegetiefe bei Kabeln über 30 kV in der Regel mindestens 1,2 m zu betragen hat. Für eine seichtere Verlegung werden Sondermaßnahmen gefordert. Das steht im Gegensatz zu der von KEMA-Dresden in der Tabelle 3-5 angeführten gestatteten Verlegetiefe von 0,7–1,2 m. Zusätzlich zu berücksichtigende Vorgaben Neben der ÖVE-L20 gibt es noch eine Reihe von anderen Festlegungen zum Schutze von Einbau-ten, insbesondere durch Baumaßnahmen und Beeinflussungen. Eine wesentliche Norm ist dabei in Österreich die Baunorm B 2533. Diese regelt im Prinzip die Nutzung des öffentlichen Gutes. Somit ist in der Praxis die in der Studie vorgeschlagene Legetiefe von 1,2 m keinesfalls über die gesamte Trassenlänge realisierbar.


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V.1.7. Unrealistische Annahme von Lieferlängen je Kabeltrommel Executive Summary: Im Salzburger Projektgebiet sind aufgrund der Topografie die von der KEMA-Dresden vorgeschlagenen, unrealistisch großen Kabellängen von 1.000 m je Trom-mel nicht einzuhalten. Solche großen Längen wurden weltweit bislang nur auf Spe-zialtrommeln geliefert (z.T. auf Lastkähnen). Eine realistische und kürzere Kabellänge je Trommel führt zu einer größeren Anzahl von Verbindungsstücken (Muffen), einer aufwändigeren und zeitraubenderen Verle-gung und zu höheren Kosten. Risiken: Jede Muffenstelle ist eine potenzielle Schwachstelle in einer Kabelleitung, wie die praktischen Erfahrungen der Kabelbetreiber zeigen. Durch die lieferbedingt und notwendigen, wesentlich kürzeren Kabellängen erhöht sich die Anzahl der Muffen und damit das Betriebsrisiko. Die Lieferlängen der Kabel auf den Liefertrommeln sind entscheidend für die Anzahl der Muffen, für die Zuverlässigkeit der Kabelleitung und für die Kosten. KEMA-Dresden hat Lie-ferlängen von 1.000 m angesetzt, die im hügeligen und im alpinen Projektgebiet und insbe-sondere querfeldein schwer zu transportieren und zu verlegen sein werden. Eine realisti-sche Kabellänge je Trommel wird hingegen bei maximal 700 m liegen. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Der Materialkalkulation wird zugrunde gelegt, dass die gegenwärtig maximale Lieferlänge von 380-kV-Kabel mit einem Querschnitt von 2.500 mm2 bei 1.000 m liegt. Es wird eine maximale Län-ge je Teilabschnitt von 25 km angenommen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 194 / Veröffentlichte Version, S. 178) Kritik seitens APG: Eine Lieferlänge von 1.000 m je Trommel für den Kabeltyp 2.500 mm2 kann in einem einfa-chen Gelände mit guter Infrastruktur und guten Zufahrtsmöglichkeiten als Sondertransport angeliefert und verlegt werden. Sie kann aber im hügeligen und anspruchsvollen Gelände im Projektgebiet nicht zum Einsatz kommen. Auch die Möglichkeiten des Antransportes der ca. 50 Tonnen schweren und über vier m großen Trommeln sind zu untersuchen. Dieser Umstand findet in der Studie ebenfalls keine Beachtung.


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Die Anzahl der Muffen (Lieferung und Muffenmontage) bildet einen wesentlichen Teil der technischen Planung und der Kostenberechnung, beruht aber auf nicht umsetzbaren An-nahmen. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass für die Positionierung der Cross-Bonding-Muffen räumliche Vorgaben bestehen, die Abweichungen von jeder vorgesehenen Lieferlänge er-zwingen. Detaillierte Begründung der Kritik: Die folgenden Einschätzungen über die Schwierigkeitsgrade des Geländes können auf Basis der Angaben aus der Studie vorgenommen werden: „Aus diesem Grund sollen die einzelnen Trassenabschnitte hinsichtlich der zu erwartenden Schwierigkeitsgrade in folgende Kategorien unterteilt werden:

• Leicht flaches bis hügeliges Land; relativ gute Zugänglichkeit; Bodenklasse bis 3

• Mittel Hügeliges Land mit z.T. größeren Höhenunterschieden; Zugänglichkeit muss ggf. erst her-gestellt werden; Bodenklasse bis 4

• Schwer Überwiegende Legung in vorhandenen Straßen erforderlich; Bodenklassen bis 6“

(KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 117 / Veröffentlichte Version, S. 102) Vollverkabelung Aus den einzelnen Abschnitten lässt sich errechnen:

Leichtes Gelände: 47,6 % = 63,4 km Mittleres Gelände: 25,7 % = 34,2 km Schweres Gelände: 26,7 % = 35,4 km

Dem liegen für die Vollverkabelung die folgenden Abschnittslängen zugrunde:

Landesgrenze – Salzach neu 15 km UW Salzach – Puch 24 km Puch – Stegenwald 28 km Stegenwald – Pongau 20 km Pongau – Taxenbach 28 km Taxenbach – Tauern 18 km

Summe 133 km

Tabelle 3: Abschnittslängen Vollverkabelung


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Schweres und mittleres Gelände machen rund 52,4% der Trasselänge aus. In diesen Bereichen sind Lieferlängen von 1.000 m nicht zu bewerkstelligen. Die Anzahl der Muffen (Lieferung und Muf-fenmontage) beruht bei diesen Lieferlängen auf nicht ausführbaren Annahmen. Aus dem Hinweis:

- „Schwer Überwiegende Legung in vorhandenen Straßen erforderlich; Bodenklassen bis 6“

kann abgeleitet werden, dass die Kabellegung außerhalb von schwierigem Gelände nicht entlang von Straßen verläuft, sondern über Land. Das betrifft auch „mittleres Gelände“ mit immerhin 25,7 %. Auch hier ist eine Lieferlänge von 1.000 m je Trommel nicht praktikabel. Es ist unklar, ob die Kabeltrommeln auf den Straßen transportiert werden können (max. Lasten, Brücken, Unterfüh-rungen etc.). Auch in leichtem Gelände wäre die Verlegung von 1.000 m Kabellängen eine Weltneuheit und kann nicht ohne Vor-Untersuchungen vorgeschlagen werden. Teilverkabelung Aus den einzelnen Abschnitten lässt sich für die angeführten 41 km TVK errechnen:

Leichtes Gelände: 61 % = 25 km Mittleres Gelände: 39 % = 16 km Schweres Gelände: 0 %

Dem liegen für die Teilverkabelung die folgenden Abschnittslängen zugrunde

Landesgrenze – Salzach neu 15 km UW Salzach – Gemeinde Koppl 11 km Oberalm/Adnet – Vigaun 5 km Westlich Taxenbach – UW Tauern 10 km

Summe 41 km

Tabelle 4: Teilverkabelung Abschnittslängen (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 118–125 / Veröffentlichte Version, S. 102–109)

Mittleres Gelände hat einen Anteil von rund 39% an der Gesamtlänge der Teilverkabelungstrasse. In diesen Bereichen sind Lieferlängen von 1.000 m nicht zu hantieren. Die Kostenberechnung be-ruht auf dieser Muffenanzahl (Lieferung und Muffenmontage) und daher auf nicht erfüllbaren An-nahmen. Aus dem Hinweis:

- „Schwer Überwiegende Legung in vorhandenen Straßen erforderlich; Bodenklassen bis 6“


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kann abgeleitet werden, dass die Kabellegung außerhalb von schwierigem Gelände nicht entlang von Straßen verläuft, sondern über Land. Das betrifft auch „mittleres Gelände“ mit immerhin 39 %. Auch hier ist eine Lieferlänge von 1.000 m je Trommel nicht vorstellbar. Auch in leichtem Gelände wäre die Verlegung von 1.000 m Kabellängen eine Weltneuheit und kann nicht ohne Vor-Untersuchungen vorgeschlagen werden. Dass die von KEMA-Dresden vorgeschlagenen Kabellängen je Trommel für das Projektgebiet un-realistisch sind, zeigt auch die folgende Tabelle. Kabel über Land wurden bislang nur in kleineren Querschnitten und kürzeren Längen als von KEMA-Dresden vorgeschlagen verlegt (leichtere Ka-bel, geringeres Gewicht). Der von KEMA-Dresden vorgeschlagene Kabeltyp wurde bislang nur bei drei Anlagen und nur in Städten verlegt – unter optimalen Bedingungen. Im japanischen Fall wurden die übergroßen Trom-meln auf Schiffen antransportiert. Die folgende Tabelle zeigt das.


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Leitung Kabel-

Dimension [mm²]

Kabel- Durch- messer [mm]

Kabellänge je Trommel [m]

Trommel-Durch- messer [m]

Trommel- Gewicht [t]

Art Quelle

Wien, Nordein-

speisung

1.200 129 max. 930 m 4,2 x 2,9 m 27 t Stadt Cigre 2006, B1-

101 [QV2] und

Präsentation

Wienstrom

Frankreich, All-

gemein

k.A k.A 600 m 1,25 m - - Cigre 2006, B1-

204

Dänemark Ar-

hus–Aalborg

1.200 128 900 m 4,2 m 23 t Land Cigre 2006, B1-

211 [QV3] und

Tagungs-Band

VEÖ 2002, Mik-

kelsen

London-

Connection

2.500 - 960 m - 47 t Stadt Cigre 2004, B1-

108 und

Jicable 07_A21

Madrid Barajas 2.500 - 850 m - - Flughafen Jicable 07_A21

Berlin 1.600 - 730 m - - Stadt Jicable 07_A21

Kopenhagen–

Nesa

1.600 - max. 880 m max. 5 m 45 t Stadt

Mailand

Turbigo–Rho

2.000 142 700 - - Stadt Jicable 07_A21

Japan 2500 170 Rohr 956 m

Tunnel

1800 m 1)

- - Stadt Jicable 07_A21

u. Cigre 2006,

B1-303

Sidney 2.000 - 600–800 m - - Stadt TransGrid

“picnic point –

haymarket” CD-

ROM Chapter 6

Studie Prof. Os-

wald für ForWind

[QV10]

2.500 - max. 900 m 4,4 x 2,6 m 40 t Land Studie ForWind

2005

Studie Prof. Os-

wald für ECG

Salzburgleitung

[QV1]

2.500 - 667–800 m 4,4 x 2,6 m - Land Studie Prof. Os-

wald f. ECG

Salzburgleitung

Studie KEMA-

Dresden Salz-

burg

2.500 - 1.000 m - - Land Studie der KEMA

1) Antransport auf speziellen überbreiten Trommeln und z.T. auf dem Wasserweg Tabelle 5: Übersicht Kabellängen je Trommel


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V.2. Kabel in der Salzburgleitung ist nicht „Stand der Technik“ Executive Summary: Die KEMA-Dresden-Studie zieht das unrichtige Fazit, dass ein Höchstspannungska-bel in der Salzburgleitung „Stand der Technik“ ist. In Österreich muss für das Vor-liegen von „Stand der Technik“ eine technische Einrichtung für den konkreten Ver-wendungszweck „erprobt und erwiesen“ sein. Der österreichische 380-kV-Ring ist in seiner Netzkonfiguration und Netzkapazität höchst spezifisch. Es ist daher die Behauptung „Höchstspannungskabel ist Stand der Technik“ in dieser speziellen Netzsituation unrichtig. Für diese Konfiguration (= Verwendungszweck) liegen we-der national noch international Erprobung und Betriebserfahrung vor. Ohne eine entsprechende Erprobung kann eine technische Einrichtung nicht Stand der Tech-nik sein. Dies ist aus technischer Sicht unerlässlich, um den Einsatz eines Be-triebsmittels verantworten und einen sicheren Netzbetrieb gewährleisten zu können. Das ist für die Salzburgleitung nicht der Fall, wie nun auch der vor kurzem ergange-ne Berufungsbescheid des Umweltsenats zur Salzburgleitung (St. Peter – Salzach neu) bestätigt hat. Risiken: Ohne Erprobung und ausreichende Betriebserfahrung wäre der Einsatz eines Ka-bels im österreichischen 380-kV-Ring mit seinen ganz spezifischen Parametern ein unverantwortliches Experiment. Damit könnte der gesetzlich vorgeschriebene si-chere und zuverlässige Betrieb des Höchstspannungsnetzes nicht gewährleistet werden. Das in der KEMA-Dresden-Studie gezogene Fazit, dass ein Höchstspannungskabel für die Anwendung in der Salzburgleitung „Stand der Technik“ ist, ist unrichtig, da dies nicht ohne Betrachtung konkreter Anwendungen behauptet werden kann . Die in der KEMA-Dresden-Studie vorgeschlagene Höchstspannungsverkabelung im öster-reichischen 380-kV-Freileitungsring entspricht nicht dem „Stand der Technik“, da in Öster-reich für das Vorliegen von „Stand der Technik“ eine technische Einrichtung für den jeweils konkreten Verwendungszweck „erprobt und erwiesen“ sein muss. (vgl. Beilage 12)


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KEMA-Dresden-Studie im Original: Folgende Aussagen werden in der KEMA-Dresden-Studie getroffen:

• „Die Technologie der Höchstspannungskabel entspricht dem Stand der Technik, der den technisch und wirtschaftlich realisierbaren Fortschritt beschreibt.“ (KEMA-Dresden-Studie, Punkt 1.6, Übergebenes Original, S. 35 / Veröffentlichte Version, S. 19)

• „Höchstspannungskabelsysteme der Spannungsebene 380 kV entsprechen grundsätzlich

dem aktuellen Stand der Technik. Es ist unstrittig, dass 380-kV-Kabelstrecken von Längen bis zu 25 km erfolgreich in die je-weiligen Übertragungsnetze integrierbar sind. Alle mit dem Betrieb dieser Kabelsysteme bekannten technischen Phänomene sind aus heutiger Sicht bekannt und können be-herrscht werden. … Die 380-kV-Verkabelung von Strecken mit einer Länge von mehr als 25 km, insbesondere als Doppelkabelsysteme in vermaschten Übertragungsnetzen, wurde bislang noch nicht realisiert. … Es ist vorstellbar, dass Höchstspannungskabelsysteme mit Längen von mehr als 25 km, aufbauend auf den Erfahrungen mit kürzeren Kabelstrecken, erfolgreich betrieben werden können. Jedoch liegen hierzu bislang keine umfassenden Er-fahrungen vor. Dabei muss deutlich zwischen Erfahrungen mit dem Betrieb von Kabelanla-gen großer Länge und Erfahrungen mit der Fertigung, Prüfung und Inbetriebnahme von Kabelanlagen unterschieden werden. Erfahrungen mit dem Betrieb vollverkabelter Strecken mit Längen größer 100 km müssen aus dem Betrieb kürzerer Strecken gewonnen und ent-sprechend abgeleitet werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 57–59 / Veröffentlichte Version, S. 41–43)1

APG-Stellungnahme: Der Themenbereich „Stand der Technik“ wird in der KEMA-Dresden-Studie unrichtig beurteilt, weshalb die Studie insgesamt zu unrichtigen Schlussfolgerungen kommt. Im Hinblick auf den „Stand der Technik“ von Höchstspannungskabeln argumentiert die KEMA-Dresden-Studie, dass „Höchstspannungskabel grundsätzlich dem aktuellen Stand der Technik entsprechen“. Von der KEMA-Dresden-Studie wird dabei allerdings die viel wichtigere Frage nicht beurteilt, ob eine Höchstspannungsverkabelung im 380-kV-Übertragungsnetz – und insbesondere in der österreichi-schen Freileitungs-Ringlösung mit seinen ganz spezifischen Parametern – dem „Stand der Tech-nik“ entspricht. Während Kabelanlagen im städtischen Bereich oder in Verteilnetzen vielleicht „Stand der Technik“ sind, trifft dies im 380-kV-UCTE2-Netz keinesfalls zu. Lediglich 0,27 Prozent der Leitungen im europäischen UCTE-380-kV-Netz sind an Land verlegte Kabel, und diese über-wiegend als spezielle Anwendungen im städtischen Bereich oder als Stichleitungen.

1 Hervorhebungen im Folgenden durch APG 2 Die UCTE – Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (Union für die Koordinierung des Transports von Elektrizität) – hat den sicheren Betrieb der Netze zur Aufgabe. Siehe www.ucte.org


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Eine Kabelstrecke in einem Übertragungsnetz mit den Anforderungen der Salzburgleitung und des österreichischen 380-kV-Rings wurde weltweit noch nicht verlegt. Somit ist die kon-krete Funktionstüchtigkeit weder erprobt noch erwiesen und kann deshalb nicht „Stand der Technik“ sein. So stellt auch der am 4. April 2008 ergangene Berufungsbescheid des Umweltse-nats zur Salzburgleitung (St. Peter – Salzach neu) zu dieser Frage eindeutig fest: „Im gesamten Verfahren ist jedoch nicht hervorgekommen, dass weltweit bereits ein Referenzprojekt für eine (Teil-)Verkabelung mit einer mit der verfahrensgegenständlichen 380-kV-Salzburgleitung ver-gleichbaren Dimensionierung (4.600 MVA thermische Grenzleistung) unter den spezifischen Be-dingungen des österreichischen „380-kV-Ringes“ existieren würde.“ (Seite 60) Im österreichischen Recht bedeutet „Stand der Technik“, dass die Funktionstüchtigkeit von Ver-fahren, Einrichtungen, Bau- oder Betriebsweisen „erprobt und erwiesen“ sein muss3 – und zwar im Hinblick auf einen konkreten Verwendungszweck. Die KEMA-Dresden-Studie relativiert diese Kriterien in unzulässiger Weise, indem nicht auf den konkreten Verwendungszweck des Kabelsys-tems (Verwendung im 380-kV-Ring mit seinen spezifischen Parametern) eingegangen wird. Au-ßerdem argumentiert die KEMA-Dresden-Studie, dass das Kriterium „erprobt und/oder erwiesen“ für das Vorliegen von „Stand der Technik“ ausreiche. Die Rechtsauffassung der APG wurde auch vom Berufungsbescheid des Umweltsenats zur Salz-burgleitung bestätigt. Der Umweltsenat kommt zu dem Ergebnis, „dass Teilverkabelungen unter Beachtung der im österreichischen (überregionalen) 380-kV-Übertragungsnetz vorgegebenen Leistungserfordernisse und Rahmenbedingungen bereits einen zentralen Aspekt des Rechtsbe-griffs „Stand der Technik“, eine technische Lösung muss „erprobt und erwiesen“ sein, derzeit je-denfalls nicht erfüllen. Wenngleich vor diesem Hintergrund nicht weiter entscheidungsrelevant, ist in diesem Zusammenhang auch anzumerken, dass die KEMA-Dresden-Studie offenbar von einem davon abweichenden Begriff des Standes der Technik auszugehen scheint, wird doch auf Seite 42 der Studie als eines der Charakteristika des Standes der Technik angeführt, dass die „Funktions-tüchtigkeit erprobt und/oder erwiesen“ sei. Wenn aber der Gesetzgeber selbst als wesentliches Merkmal des Standes der Technik das kumulative Kriterium „erprobt und erwiesen“ verlangt, tut er dies bewusst …“ (Seite 63) Die KEMA-Dresden-Studie basiert auf einem unzutreffenden Verständnis von „Stand der Technik“, und dies stellt eine entscheidende inhaltliche Abweichung von den im österrei-chischen Recht maßgeblichen – und vom Umweltsenat in seinen Bescheiden zur Steier-markleitung und Salzburgleitung bestätigten – Voraussetzungen „erprobt und erwiesen“ dar und greift dadurch bei der Bestimmung von „Stand der Technik“ zu kurz. Die KEMA-Dresden-Studie kommt zu dem allgemeinen Schluss, dass es „vorstellbar [ist], dass Höchstspannungskabelsysteme mit Längen von mehr als 25 km, aufbauend auf den Erfahrungen mit kürzeren Kabelstrecken, erfolgreich betrieben werden können. Jedoch liegen hierzu bislang keine umfassenden Erfahrungen vor.“ Hierzu ist nochmals festzuhalten, dass es beim „Stand

3 Siehe dazu etwa § 71a Abs 1 GewO; § 2 Abs 8 Z 1 AWG; § 12a Abs 1 WRG; § 9b EisbG oder § 2 Abs 1 Z 39 des Wiener Elektrizitätswirtschaftsgesetzes (WElWG)


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der Technik“ nicht nur um die Länge der Kabelverbindung geht, sondern insbesondere auch um dessen konkrete Funktion im 380-kV-Ring. Die Funktionstüchtigkeit des Kabels muss für diesen konkreten Verwendungszweck erprobt und erwiesen sein. Aus den oben zitierten Aus-sagen der KEMA-Dresden-Studie kann dies eben gerade nicht abgeleitet werden, insbesondere weil das Kriterium der Erprobung und Erwiesenheit im Hinblick auf diesen konkreten Verwen-dungszweck nicht vorliegt (siehe dazu auch Berufungsbescheid des Umweltsenats zur Salzburglei-tung, Seite 60f.). Gerade wie in den Kapiteln V.1. „Die Verkabelungs-Vorschläge der KEMA-Dresden sind praxisfremd“ und V.4. „Risiken bei der Betriebsführung“ unserer Stellungnahme dar-gestellt wird, wäre eine derartige Kabelleitung völlig unerprobt und würde für den Leitungsbetreiber ein enormes technisches und betriebliches Risiko bedeuten. Darüber hinaus ist für die Beurteilung von „Stand der Technik“ noch entscheidend, ob ein be-stimmter Entwicklungsstand „verhältnismäßig“ ist. So sieht etwa das Eisenbahngesetz (in der aktuellen Fassung von 2006) vor, dass bei der Bestimmung von „Stand der Technik“ auch die „Verhältnismäßigkeit zwischen dem Aufwand für die nach der vorgesehenen Betriebsform er-forderlichen technischen Maßnahmen und dem dadurch bewirkten Nutzen für die jeweils zu schützenden Interessen“ zu berücksichtigen ist.4 Das Wiener Elektrizitätswirtschaftsgesetz sieht ebenfalls vor, dass bei der Bestimmung von „Stand der Technik“ „auf die wirtschaftliche An-wendbarkeit Bedacht zu nehmen ist“.5 Bei der Beurteilung von „Stand der Technik“ muss daher auch die Prüfung der Verhältnismäßigkeit zwischen dem erforderlichen Aufwand und dem dadurch bewirkten Nutzen eine wesentliche Rolle spielen. Diese Prüfung und Abwägung spricht bei der Salzburgleitung nicht für eine Verkabelung. Weiters ist kritisch anzumerken, dass die KEMA-Dresden-Studie nicht auf die vom Umweltsenat zur Steiermarkleitung im Jahr 2007 (US 9B/2005/8-431) vorgenommene Beurteilung zum „Stand der Technik“ eingeht. Der Umweltsenat führte damals im Hinblick auf die vorgeschlagene Erdka-bellösung (d.h. Vollverkabelung der Steiermarkleitung) aus, dass eine Erdkabellösung über „lange“ Übertragungsstrecken bei 380-kV-Leitungen nicht „Stand der Technik“ sei. Da es darum geht, den „Stand der Technik“ bei Erdkabellösungen im österreichischen Übertragungsnetz umfassend zu beurteilen, hätten sich die Verfasser der KEMA-Dresden-Studie mit den einschlägigen Aussagen des Umweltsenates zu einem wesentlichen Teil des österreichischen 380-kV-Ringseingehend auseinandersetzen müssen.

4 Siehe § 9b EisbG 5 Siehe § 2 Abs 1 Z 39 WElWG


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V.3. KEMA-Dresden verändert mit Netzpartnern abgestimmte APG-

Planungsszenarien Executive Summary Unabgestimmte Korrektur der Planungsszenarien hat Engpass zur Folge. Trotz entsprechender Erläuterungen seitens APG wurde die aktuelle energiewirt-schaftliche Situation von KEMA-Dresden nicht nur grundlegend unrichtig einge-schätzt, sondern auch Werte aus von APG beigestellten Szenarien, die mit nationa-len und internationalen Netzpartnern abgestimmt sind, nach unten korrigiert. Es kann definitiv nicht Aufgabe der KEMA-Dresden sein, die energiepolitische Pla-nung für die mit Abstand größte österreichische Regelzone zu verändern, zu korri-gieren oder auch nur in Frage zu stellen. Nur durch die eigenmächtige Veränderung der APG-Planungsszenarien und durch die unrichtige Einschätzung der aktuellen und zukünftigen energiewirtschaftlichen Situation ergibt sich ein Wert für die Stromtransport-Kapazität, der das von KEMA-Dresden vorgeschlagene zwei-systemige Kabelprojekt überhaupt erst machbar er-scheinen lässt. Diese zwei-systemige Ausführung ist auch die einzige Variante, die in der Studie im Detail untersucht wurde. Die weiteren Alternativen weisen zwar eine höhere, aber noch immer nicht ausreichende Übertragungsleistung aus. Darüber hinaus wurden sie nur angerissen und nicht detailliert untersucht. Daher stellt jede der in der KEMA-Dresden-Studie dargestellte Verkabelungsalterna-tive einen mehr oder weniger massiven Engpass dar, was eine Gefährdung der lang-fristigen Gewährleistung der österreichischen Stromversorgung bedeutet. Das ist nicht verantwortbar. Daraus auch nur eine grundsätzliche Machbarkeit abzuleiten, ist nicht nur unrichtig, sondern aufgrund der gewählten Annahmen zur Errechnung der Kabeldimensionie-rung auch aus Sicht der APG methodisch hinterfragenswert. Die gleichen Daten, die KEMA-Dresden für die Netzberechnungen zur Verfügung gestellt wurden, wurden auch an die Forschungsgemeinschaft für Elektrische An-lagen und Stromwirtschaft (FGH/ Mannheim) übermittelt. Die Ergebnisse der FGH-Berechnungen bestätigen die Richtigkeit der APG-Netzberechnung (Szenarien). (siehe Beilage 17, FGH Kurzgutachten zu „Ermittlung und Vergleich von Leistungs-flüssen auf der Salzburgleitung unter Berücksichtigung von Netzausbau und Last-entwicklung“)


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Risiken: Bei einer etwaigen Realisierung der von KEMA-Dresden vorgeschlagenen (Teil-) Verkabelungen würde die Salzburgleitung binnen kürzester Zeit nach ihrer Inbe-triebnahme einen Engpass im 380-kV-Ring darstellen. Das würde nicht nur zu hohen Engpass-Management-Kosten führen, sondern wäre volkswirtschaftlich einfach un-sinnig. V.3.1. Unrichtige Beurteilung der aktuellen energiewirtschaftlichen Situation Die KEMA-Dresden-Studie baut auf einer unrichtigen Beurteilung der aktuellen energie-wirtschaftlichen Situation auf.

1. In der KEMA-Dresden-Studie wird davon ausgegangen, dass in Deutschland die standardmäßige Beseilung von Freileitungen für 1.850 MW ausgelegt ist, und be-gründet damit, dass dadurch auch keine höheren Stromflüsse nach Österreich ge-langen können. Tatsächlich werden jedoch bei verschiedenen deutschen Netzbe-treibern zurzeit mehrere Projekte mit Übertragungsleistungen von etwa 2 x 2.750 MW und darüber ausgeführt bzw. geplant.

2. In der KEMA-Dresden-Studie wird davon ausgegangen, dass zwischen Deutschland

und Österreich derzeit nur geringe Lastflüsse auftreten und die vorhandenen 220-kV-Leitungen nur schwach belastet sind. Offensichtlich wird darüber hinaus auch ver-mutet, dass sich das auch künftig nicht ändern wird. Tatsächlich kommt es jedoch bereits heute zu hohen Lastflüssen zwischen Deutschland und Österreich. Zeitweise sind sogar Sonderschaltungen zur Reduzierung der Lastflüsse notwenig.

3. Die KEMA-Dresden hat bei der Erstellung der Studie wesentliche Grundlagen des li-

beralisierten Strommarktes und deren Konsequenzen für das Übertragungsnetz un-zureichend berücksichtigt. Es wurde anfangs sogar davon ausgegangen, dass die Pumpspeicherkraftwerke den lokalen Stromverbrauch abdecken. Tatsächlich erfolgt der Kraftwerkseinsatz im liberalisierten Strommarkt jedoch marktpreisorientiert. Dies betrifft insbesondere die Pumpspeicherkraftwerke. Auf diese Zusammenhänge hat APG die KEMA-Dresden wiederholt hingewiesen (u.a. in einem Schreiben vom 04.10.2007).

Die richtige Beurteilung der aktuellen Situation ist jedoch Grundlage und Voraussetzung für die Einschätzung der künftigen energiewirtschaftlichen Situation. Eine Fehlbeurteilung der aktuellen Situation führt zwangsläufig zu einer Fehleinschätzung der künftigen Anforderun-gen.


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KEMA-Dresden-Studie im Original: „Im horizontalen Starklastfall bildet sich ein Nord-Süd-Lastfluss aus, der eine hohe Belastung der Salzburgleitung darstellt. Allein der Import aus Deutschland wurde dabei mit Leistungen in der Größenordnung von ca. 1.700 MW nachgebildet. Diese Leistung entspricht einer erhöhten (n-1)-sicheren Übertragungskapazität im deutschen Höchstspannungsnetz.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 130 / Veröffentlichte Version, S. 114) „… Dieser Wert entspricht hinsichtlich der Bemessungsstromstärke der Standardauslegung von Höchstspannungsfreileitungen in einigen Regelzonen des deutschen Regelblockes (3x4x265/35 mm2 mit 2.720 A).“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 107 / Veröffentlichte Version, S. 123) „In der Regelzone APG wird eine Leistung von ca. 5.400 MW importiert. Der größte Teil der Im-portleistung mit ca. 1.700 MW wird dabei im UW St. Peter angesetzt.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 131 / Veröffentlichte Version, S. 115) Kritik seitens APG: Bei den Berechnungsergebnissen von APG ist der Import aus Deutschland wesentlich hö-her. Bei APG beträgt allein der physikalische Leistungsfluss auf der 380-kV-Ebene in St. Pe-ter ca. 2.200 MW. Bei den von KEMA-Dresden angenommenen 1.700 MW ergibt sich eine zu geringe Belastung der Salzburgleitung und führt daher zwangsläufig zu einer zu schwachen Dimensionierung des Kabels. Die Hintergründe und Ergebnisse der Belastungsannahmen von KEMA-Dresden sind für APG nicht nachvollziehbar. Die Ergebnisse von APG sind auch mit dem deutschen Netzbetreiber E.ON abgestimmt. E.ON teilte APG in einem Schreiben mit, dass künftig in St. Peter auf der 380-kV-Ebene Im-portflüsse aus Deutschland bis zu einer Höhe von 3.000 MW zu erwarten sind. Als Konsequenz daraus würde das KEMA-Dresden-Kabel einen Engpass im 380-kV-Ring der APG darstellen. Dieser Engpass wäre nur durch Einschränkungen des Kraftwerks-einsatzes in der Region beherrschbar, wobei aber Zusatzkosten (Engpass-Management-kosten) für die Verbraucher in Österreich entstehen. Weiters wurden dieselben Daten für die Netzberechnungen, welche an KEMA-Dresden ü-bergeben wurden, auch an die Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft (FGH/Mannheim) übermittelt. Bei den von der Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft durchgeführten Berechnungen wurden die Er-gebnisse von APG bestätigt. Seitens der Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft konnten die Ergebnisse von KEMA-Dresden nicht nachvollzogen wer-den.


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Detaillierte Begründung der Kritik: Das in einem extra Kapitel dieser Stellungnahme beschriebene energiewirtschaftliche Szenario führt zu einem Leistungsfluss von ca. 2 x 1.300 MVA auf der 380-kV-Verbindung St. Peter – Salz-ach neu. Bei Ausfall eines Systems wird das verbleibende System mit ca. 2.300 MW belastet. Dies entspricht der Grenze der thermischen Übertragungsfähigkeit der Freileitung (Dreier-Bündel). Da-mit ist dieses Szenario für die Untersuchung netzbetrieblicher Auswirkungen anzusetzen. Die in der KEMA-Dresden-Studie beschriebenen Annahmen und Ergebnisse weichen stark von den Vorgaben der APG ab. In der KEMA-Dresden-Studie (Übergebenes Original, S. 130 / Ver-öffentlichte Version, S. 114) wurde der Import aus Deutschland mit 1.700 MW beschrieben. Dieser Wert von 1.700 MW wird in der KEMA-Dresden-Studie (Übergebenes Original, S. 131 / Veröffent-lichte Version, S. 115) nochmals zitiert, hier jedoch als physikalischer Leistungsfluss auf der ge-planten 380-kV-Doppelleitung von Isar (Deutschland) nach St. Peter. Die Untersuchungsergeb-nisse der APG zeigen, dass mit dem von ihr übergebenen Szenario der physikalische Leistungs-fluss auf der 380-kV-Ebene in St. Peter jedoch ca. 2.200 MW beträgt. Dabei sind jedoch die Flüsse der weiteren Übergabestellen in Westtirol, Zell am Ziller und in St. Peter 220 kV noch nicht be-rücksichtigt. Im Zuge der laufenden bilateralen Planungs- und Abstimmungsgespräche mit dem deutschen Netzbetreiber E.ON wurden auch die Frage des künftigen Netzausbaus auf der 380-kV-Ebene in St. Peter Richtung E.ON und die zu erwartenden Belastungen erörtert. Dabei ist nach Aussagen von E.ON mit großräumigen Leistungstransporten aus Norddeutschland nach Süddeutschland zu rechnen. Auf Basis des jüngst fertig gestellten deutschen Planungsdatensatzes 2017/2018 sind Leistungsflüsse bis zu 3.000 MW auf der geplanten 380-kV-Leitung von Isar (Deutschland) nach St. Peter zu erwarten. Diese Informationen von E.ON liegen APG auch in schriftlicher Form vor (Beilage 16, Schreiben der E.ON Netz GmbH vom 14.Januar 2008 – „Koordinierte Planungsaktivi-täten / Baustandard und zukünftige Übertragungsabfordernisse“). Weiters teilte E.ON der APG mit, dass die in der KEMA-Dresden-Studie genannte „erhöhte (n-1)-sichere Übertragungskapazität“ im deutschen Höchstspannungsnetz von 1.700 MW nicht mehr ak-tuell ist. Aktuelle Leitungsneubauten werden für höhere Übertragungsleistungen ausgelegt und können Stromstärken von bis zu 4.200 Ampere übertragen. Diese Ausbauten sind auch in der eu-ropäischen Planung der UCTE vorgesehen. APG beauftragte die Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft (FGH/Mannheim) mit der Überprüfung der von KEMA-Dresden dargelegten Netzberechnungen. Der FGH wurden dieselben Daten und Informationen, welche an KEMA-Dresden übermittelt wur-den, übergeben. Die FGH konnte die Ergebnisse der KEMA-Dresden nicht nachvollziehen. Hin-gegen wurden die Ergebnisse der APG von der FGH bestätigt. Die von KEMA-Dresden berechneten Importe von Italien nach Österreich, die KEMA-Dresden ver-anlassten, die Italienleitung im Berechnungsmodell abzuschalten (vgl. KEMA-Dresden-Studie, Ü-bergebenes Original, S. 131 / Veröffentlichte Version, S. 115), konnten von FGH ebenfalls nicht nachvollzogen werden. „Bei den Berechnungen wurde festgestellt, dass aufgrund der extremen Lastsituation Leistung ü-ber die neue 380-kV-Leitung aus Italien bezogen wurde, was zu einer entsprechenden Redu-


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zierung des Leistungstransportes aus Richtung St. Peter führen würde. Im Sinne von zu betrach-tenden Worst-Case-Ansätzen wurden deshalb alle Leitungen nach Italien ausgeschaltet. Alle nach-stehenden Ergebnisse wurden unter diesen Bedingungen errechnet.“ (KEMA-Dresden-Studie, Ü-bergebenes Original, S. 131 / Veröffentlichte Version, S. 115) In der KEMA-Dresden-Studie wird behauptet, dass gegenwärtig kein größerer Leistungs-austausch zwischen APG (UW St. Peter) und E.ON erfolgt. Das entspricht nicht den Tatsa-chen. Tatsächlich treten Lastflüsse von bis zu 800 MW auf diesen Kuppelleitungen auf. In der Studie ist somit bereits die gegenwärtige Situation unzureichend eingeschätzt. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Eine mögliche Exportstelle ist dabei die Kuppelstelle St. Peter, die zurzeit noch auf 220 kV aus-gebaut ist. Durch die mit der 220-kV-Spannungsebene verbundenen relativ hohen Netzimpedan-zen erfolgt über diese Kuppelstelle gegenwärtig kein größerer Leistungsaustausch.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 99 / Veröffentlichte Version, S. 83) Die Übergabestelle ist ein wichtiger Verbindungsknoten zum deutschen Übertragungsnetz und die vier 220-kV-Verbindungsleitungen werden bereits heute bis an die Sicherheitsgren-zen ihrer Übertragungsfähigkeit ausgelastet. Um den Ausfall dieser wichtigen Verbindung nach Deutschland durch Überlastung zu verhindern, ist bei E.ON eine spezielle Schaltungs-variante zum Schutz vor Überlastung vorgesehen. Für den Sommer 2008 ist der Tausch der aufliegenden Leiterseile auf Hochtemperaturseile mit höherer Belastbarkeit auf zwei der vier 220-kV-Verbindungsleitungen nach Deutschland geplant. Von dem 220-kV-Umspannwerk St. Peter gehen vier 220-kV-Leitungsverbindungen in das Netz-gebiet des deutschen Übertragungsnetzbetreibers E.ON:

220-kV-System 230 nach Simbach (790 A thermischer Grenzstrom) 220-kV-System 233 nach Altheim (807 A thermischer Grenzstrom) 220-kV-System 256 nach Pirach (1.200 A thermischer Grenzstrom) 220-kV-System 258 nach Pleinting (1.178 A thermischer Grenzstrom)

Durch die unsymmetrische Belastung der vier 220-kV-Systeme sind bereits heute schon die Netz-sicherheitsreserven fast zur Gänze ausgeschöpft. Um diesen Engpass zu überwinden, wurde als kurzfristige Maßnahme bei E.ON ein Sonderschaltzustand vorbereitet, der bei Aktivierung sym-metrische Lastflüsse auf den Leitungen bewirkt und damit die Belastungen innerhalb zulässiger Grenzen hält. Als weitere Maßnahme wird E.ON im Sommer 2008 die Leiterseile der Systeme 230 und 233 durch Hochtemperaturseile tauschen. Diese neuen Leiterseile haben einen thermischen Grenzstrom von 1.100 A.


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Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) D.1. Vergleichen Sie das Übertragungsnetz in Österreich mit dem geplanten 380-kV-Ring hin-

sichtlich Netzdichte und Vermaschung mit dem Netzbereich des Großraumes Mailand mit dem mehrfach angesprochenen Teilverkabelungsstück. Wie beurteilen Sie für beide Netz-bereiche die Konsequenzen des Ausfalls einer Leitung und welche Gefahren sehen Sie für den Systembetrieb? Das norditalienische Höchstspannungsnetz hat zwei grundsätzliche Aufgaben zu erfüllen: Erstens ist die Deckung der vertikalen Last für die lokalen industriellen Großräume, insbe-sondere um Turin und Mailand, sicherzustellen. Zweitens hat dieses Netzgebiet in Hinblick auf Deckung des Leistungsdefizites im mittleren und südlichen Teil Italiens Transitaufgaben zu erfüllen. So sind z.B. wichtige Leistungs-importe aus der Schweiz und Frankreich in diese Regionen weiterzuübertragen. Hinsichtlich der Topologie weist dieses Netzgebiet im Vergleich mit der aus dem deutsch-sprachigen Raum bekannten Topologie die Besonderheit auf, dass es fast ausschließlich, nur bis auf wenige Ausnahmen, aus Einfachleitungen besteht. Im deutschsprachigen Raum und so auch in der APG-Regelzone sind doppelsystemige Leitungen im Höchstspannungs-netz Standard. Auch die Importleitungen aus Frankreich und der Schweiz sind bis zum ers-ten Umspannwerk auf italienischer Seite Doppelleitungen. Die Netzregion ist im Weiteren durch eine Vielzahl von konventionell betriebenen Kraft-werken charakterisiert, deren Leistung über das Höchstspannungsnetz in Lastsenken zu transportieren ist. Um diese Aufgaben zuverlässig und sicher erfüllen zu können, hat sich im norditalienischen Raum über viele Jahre ein engvermaschtes Höchstspannungsnetz entwickelt, welches von relativ kurzen Leitungen geprägt ist. Es wird davon ausgegangen, dass es sich bei dem mehrfach angesprochenen Teil-verkabelungsstück um die Leitung zwischen Turbigo und Ospiate handelt. Der Bau dieser Einfachleitung stellt quasi eine doppelsystemige Verbindung zwischen dem Kraftwerks-standort Turbigo und dem für die Versorgung Mailands wichtigen UW Bovisio dar. Bislang war ein direkter West-Ost-Leistungstransport von Turbigo nach Bovisio nur über das UW Baggio möglich. Von Baggio verläuft eine Doppelleitung nach Bovisio. Die neue direkte Leitungsverbindung von Turbigo nach Ospiate ermöglicht den Transport zusätzlicher Leistungen sowie die Beherrschung des Ausfalls der benachbarten Einfach-leitung Turbigo – Baggio (– Ospiate). Im Vergleich zum österreichischen Netz hat das norditalienische Netz einen deutlich höh-eren Vermaschungsgrad aufzuweisen. Die Auswirkungen des Ausfalls einzelner Leitungen sind in stark vermaschten Netzen grundsätzlich besser zu beherrschen als in weniger stark vermaschten Netzen. Allerdings können an dieser Stelle dazu keine speziell auf das nord-italienische Netz bezogenen quantitativen Aussagen gemacht werden, weil dazu gesonder-te Berechnungen erforderlich sind. Inwieweit der Ausfall einer Leitung im norditalienischen


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Netz besser als im Raum Salzburg beherrscht werden kann, ist somit nicht abschließend zu beurteilen. Dazu muss berücksichtigt werden, dass bereits heute in Norditalien deutlich höhere Leis-tungen transportiert werden als auf der Salzburgleitung. Zudem sind die Leitungen hinsicht-lich ihrer Übertragungskapazität wahrscheinlich nicht annähernd so stark dimensioniert, wie bei der Salzburgleitung neu geplant. Es bleibt festzuhalten: Beide Netzgebiete sind durch topologische Unterschiede geprägt. Sie vereint aber die Gemeinsamkeit, dass ein Fehler im Höchstspannungsnetz, z.B. durch Ausfall eines Kabels, ohne systemtechnische Nachteile beherrscht werden muss. Das gilt für stark vermaschte Netze mit Einfachleitungen wie für weniger stark vermaschte Netze mit Doppelleitungen. Stellungnahme APG: Die KEMA-Dresden hat richtig erkannt, dass es topografische Unterschiede gibt, ohne al-lerdings näher auf die Erschwernisse im Alpenraum einzugehen. Durch die höhere Ver-maschung im Mailänder Raum kann der Ausfall eines Kabels viel leichter beherrscht wer-den als im 380-kV-Ring der APG, wo keine Redundanzen vorhanden sind. Die Bedingung, dass ein Kabelausfall ohne systemtechnische Nachteile beherrscht werden muss, kann da-her im Ring durch die vorgeschlagenen Kabelausführungen nicht erfüllt werden. Die Erfahrung mit dem Mailänder Kabel zeigt, dass trotz eines monatelangen Kabelausfalls bereits im ersten Betriebsjahr der Anlage keine bekannten Einschränkungen für die Versor-gung aufgetreten sind. Würde die Salzburgleitung ebenso lange unterbrochen sein, würden neben extrem hohen Engpass-Management-Maßnahmen auch ein extrem hohes Risiko ei-nes Gesamtausfalls bestehen. Die Situation im Großraum Mailand ist daher nicht mit jener im Raum Salzburg vergleich-bar.


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V.3.2. Unrichtige Annahmen für künftige Belastungsszenarien verursachen hohe

Planungsrisiken Die KEMA-Dresden-Studie baut auf unrichtigen Annahmen für die künftigen Belastungs-szenarien auf. Neben den von APG zur Verfügung gestellten Szenarien wurden keine eige-nen Szenarien entwickelt. Darüber hinaus wurde ein APG-Szenario ohne Rücksprache re-duziert und mit den in Folge zu gering errechneten Belastungsanforderungen ein unter-dimensioniertes Kabel als ausreichend argumentiert.

1. Die APG hat der KEMA-Dresden ein international abgestimmtes Belastungsszenario für die Salzburgleitung übergeben und auch die diesbezüglichen Rechenergebnisse (Lastflüsse auf der Salzburgleitung) mitgeteilt. Diese Szenarien werden u.a. von Prof. Brauner von der TU Wien bestätigt und stellen eine realistische Prognose dar.

2. KEMA-Dresden hat diese Angaben eigenmächtig reduziert und die sich dadurch er-

gebenden geringeren Belastungszustände der Studie zugrunde gelegt.

3. Die KEMA-Dresden beschreibt in der Studie, dass sie für die Lastflussrechnungen den größten Teil der im Szenario angenommenen Importleistung im Umspannwerk St. Peter ansetzt (1.700 MW in Bezug zu 5.400 MW Gesamtsaldo). Die beiden Werte können jedoch nicht direkt in Relation gesetzt werden, da auch auf verschiedenen Leitungsverbindungen gleichzeitig exportiert und importiert wird. Tatsächlich ist die Regelzone der APG durch sehr volatile Import- oder Exportwerte gekennzeichnet. Binnen Minuten kann daher der Energiefluss von hohen Import- zu hohen Exportwer-ten wechseln.

Das von KEMA-Dresden untersuchte Kabel ist unterdimensioniert. Bei einer methodisch konsequenten Vorgangsweise hätten in der Studie nur die als „alternative Kabelsysteme“ genannten Kabelvarianten untersucht werden dürfen. Davon abgesehen erfüllen diese „al-ternativen Kabelsysteme“ ebenfalls nicht die Anforderungen an die Salzburgleitung. Es ergibt sich ein sehr hohes Planungsrisiko für das Projekt. Die Berechnungsergebnisse von KEMA-Dresden sind nicht nachvollziehbar. Speziell in St. Peter wurde der Import aus Deutschland mit 1.700 MW viel zu gering angesetzt. Realisti-scherweise ist jedoch von 3.000 MW auszugehen.


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KEMA-Dresden-Studie im Original: „Von APG wurden dabei entsprechende Szenarien übergeben. Gleichzeitig wurde von APG gefor-dert, dass alle netztechnischen Untersuchungen vom Betrachtungszeitraum her der Lebensdauer des Kabels entsprechen sollen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 130 / Veröffentlichte Version, S. 114) Kritik seitens APG: KEMA-Dresden wurde mit Schreiben vom 04.10.2007 ein energiewirtschaftliches Szenario für den Salzburger Raum übergeben und mehrfach mit KEMA-Dresden diskutiert. Am 20.12.2007 wurde per E-Mail nochmals darauf hingewiesen, dass dieses Szenario kein Worst-Case-Szenario ist, und es wurden mögliche zusätzliche Kraftwerksausbauten (Poten-zial) im Ausmaß von 600 MW in Süden Österreichs, welche im übergebenen Szenario nicht berücksichtigt sind, genannt. Durch den steigenden Windausbau im Binnenland und vor allem an den Küstenbereichen Europas (Offshore Anlagen) werden die Lastflüsse zunehmend volatiler. Dies führt zwangs-läufig zu erhöhten Leistungsflüssen und -spitzen im österreichischen Höchstspannungs-netz (zu den Speicherkraftwerken im Süden Österreichs). KEMA-Dresden hat diese Angaben reduziert und die sich dadurch ergebenden geringeren Belastungszustände für die Dimensionierung in der Studie zugrunde gelegt. Würde man auf Basis dieser unzulässigen Abschwächung der Anforderungen eine Dimensionierung durch-führen, so wäre in jeder Ausführungsform unabhängig vom Übertragungsmedium (Kabel oder Freileitung) ein Engpass verursacht. Es ergeben sich bei den Netzberechnungen der KEMA-Dresden zu geringe Leistungsflüsse und das KEMA-Dresden-Kabel würde somit ei-nen Engpass darstellen. Detaillierte Begründung der Kritik: Ziel dieser energiewirtschaftlichen Szenarien ist eine Abschätzung und Darstellung von Be-lastungsfällen für die beiden Freileitungssysteme der geplanten 380-kV-Salzburgleitung (St. Peter – Salzach neu – Pongau – Tauern) unter Berücksichtigung von ausgewählten Kraftwerks- und Lei-tungsprojekten sowie Laständerungen in Salzburg und Kärnten. Als Zeithorizont für die Einspeise- u. Lastsituation wurde der Zeithorizont um 2020 gewählt. Aufgrund der großen Unsicherheit der Realisierung einer 380-kV-Verbindung von Lienz nach Italien wurde der Betreib der bestehenden 220-kV-Verbindung Lienz – Soverzene mit einem Phasenschieber für dieses Szenario angenom-men. Prof. Brauner bestätigt in seiner Studie „Die Salzburgleitung – ihre langfristige Bedeutung für die Versorgungssicherheit Österreichs“ die Richtigkeit des beschriebenen Szenarios für die Salz-burgleitung (siehe Beilage 5, Studie von O.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner zu „Die Salzburgleitung – ihre langfristige Bedeutung für die Versorgungssicherheit Österreichs“).


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Das Szenario geht davon aus dass die Winderzeugung in Deutschland hoch ist (Deutschland ex-portiert 5.400 MW) und dass ein erheblicher Anteil dieser Energie von den österreichischen Pump-speicherkraftwerken bezogen wird (Die APG-Regelzone importiert 5.000 MW). Der Gesamtimport Italiens wurde mit 7.200 MW gegenüber heute unverändert gelassen. Somit stellt dieses Aus-tauschszenario keineswegs eine extreme Variante dar, da aufgrund des weiteren Windausbaus für diesen Zeitraum für Deutschland Exporte von bis zu 14.000 MW prognostiziert werden. Die in der Studie beschriebene Standardauslegung von Höchstspannungsseilen in einigen Regelzonen des deutschen Regelblocks entspricht nicht mehr dem aktuellen Stand und ist in der KEMA-Dresden-Studie zu niedrig angegeben. Als Bemessungsstromstärke der Standardauslegung von Höchstspannungsfreileitungen in Deutschland sind für die Zukunft weit höhere Ströme geplant. Der deutsche Übertragungs-netzbetreiber E.ON verwendet bei wesentlichen Neubauten Seile mit einer Stromtragfähig-keit von 4.200 A je Phase (3x4x564/72 mm2).


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V.4. Risiken bei der Betriebsführung V.4.1. Ausfalldauer von Kabeln um ein Vielfaches höher als bei Freileitung –

Verfügbarkeit der Verkabelung wurde von KEMA-Dresden mit aus APG-Sicht fragwürdiger Berechnungsmethode viel zu positiv dargestellt

Exekutive Summary In der KEMA-Dresden-Studie wird mit Hilfe einer aus Sicht der APG fragwürdigen Berechnungsmethode die Verfügbarkeit von Verkabelungen gegenüber der von Freileitungen viel zu positiv dargestellt. KEMA-Dresden kommt zu der für die APG unverständlichen Ansicht, dass die Verfügbarkeit von Kabeln und Freileitungen in etwa gleich hoch ist. Laut Univ. Prof. Renner, TU Graz, liegt die Ausfalldauer von 380-kV-Kabeln um den Faktor 60 höher als von Freileitungen. Daraus folgt eine we-sentlich höhere Nichtverfügbarkeit von Kabeln. Die von KEMA-Dresden in der Studie verwendete Berechnungsmethode wird von namhaften Experten aus Wissenschaft und Praxis als unzulässig bezeichnet. Dar-über hinaus widerspricht sie nicht nur gängiger Netzbetreiber-Praxis in ganz Euro-pa, sondern auch einer verbindlichen Euronorm. Von KEMA-Dresden werden un-richtigerweise geplante Abschaltungen für Revisionen in die Berechnung der Aus-fallzeiten von Leitungen mit einbezogen. Bei korrekter Berechnung der Nichtverfüg-barkeiten gemäß Europanorm folgt aus der von KEMA-Dresden angegebenen Da-tenbasis eine 68-fach höhere Nichtverfügbarkeit von Kabeln. Die KEMA-Dresden-Studie arbeitet mit einer Schadensstatistik aus den Jahren 1994 bis 2001 und berücksichtigt nicht die Ausfälle der letzten Jahre von 380-kV-Kabeln in Wien, Berlin und Mailand. Auch dadurch entsteht ein unrichtiges positives Bild über die Verfügbarkeit von Verkabelungen.

Risiken: Die international recherchierten Erfahrungen mit Kabelstörungen zeigen eindeutig, dass die Verfügbarkeit von 380-kV-Kabeln geringer ist als die von Freileitungen. Das bedeutet unzulässig hohe Risiken für die Netzbetriebssicherheit des 380-kV-Rings mit seiner spezifischen Netzkonfiguration. Die Bewertung der Verfügbarkeit von Leitungen erfolgt in der Studie abweichend von der üblichen Vorgangsweise der Netzbetreiber. Dadurch ergeben sich völlig unrichtige unrealis-tische und zu hohe Werte für die Verfügbarkeit von 380-kV-Kabeln.


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KEMA-Dresden-Studie im Original: „Die Verwendung statistischer Kennziffern setzt voraus, dass diese mit einem ausreichenden Stichprobenumfang vorliegen. Im Rahmen einer in Deutschland im Verband der Netzbetreiber VDN, einem der Vorgängerverbände des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft BDEW, angefertigten Störungsstatistik sind Zuverlässigkeitskennziffern von 380-kV-Freileitungen und -Kabeln aus dem Betrachtungszeitraum von 1994 bis 2001 verfügbar.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S.99 / Veröffentlichte Version, S.83) Kritik seitens APG: Es wurden Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten in die Berechnung einbezogen, die kei-nen Zusammenhang mit zufällig und unvorhersehbar auftretenden Ausfällen des Lei-tungssystems aufweisen. Die in der Studie zitierte VDN-Störungsstatistik der Jahre 1994–2001 (Literatur /3-24/) be-zieht sich auf verschiedene Kabelsysteme, die überwiegend nicht mit dem von KEMA-Dresden vorgeschlagenen Kabeltyp vergleichbar sind. Für den der KEMA-Dresden-Studie zugrunde liegenden Kabeltyp (Kunststoffkabel 380 kV) zeigt die Statistik nur drei Jahre Be-triebserfahrung (Kabel in Berlin). Kabelausfälle, die in den letzten Jahren in Wien, Berlin und Mailand aufgetreten sind, wur-den nicht berücksichtigt. Detaillierte Begründung der Kritik:

Daten-Hintergrund der KEMA-Dresden-Studie Der Studie liegt die Verwendung von Kunststoffkabeln (VPE oder XLPE) zugrunde. Die Darstellung der Leitungsausfälle bezieht sich in der Studie auf eine Statistik des deutschen VDE von 1994 bis 2001. Da 380-kV-Kabel in Deutschland nur in Berlin verwirklicht sind und dort auf der 380-kV-Ebene erst ab 1998 Kunststoffkabel verlegt wurden (zuvor wurden Ölkabel verlegt), beinhaltet diese Statistik nur drei Jahre Erfahrung aus dem Betrieb eines nur wenige Kilometer langen 380-kV-Kunststoffkabels. Aus drei Jahren Erfahrung lässt sich keine belastbare Statistik entwickeln, sodass die diesbezüglichen statistischen Aussagen zum Kabel nicht aussagekräftig sind.

Abweichende Definition der Nichtverfügbarkeit in den Normen Zur Frage der Nichtverfügbarkeit von Freileitungen ist der Punkt 2.1.103 auf Seite 29 der ÖVE ÖNORM EN 50341 [QV8] aufklärend. Dort ist definiert, dass nur Unvorhergesehenes oder das Versagen der Leitung für den Begriff der Nichtverfügbarkeit zu berücksichtigen ist.


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Diese Bestimmungen (EN 50341) sind in Österreich verbindlich für die Errichtung von Freileitun-gen über 45 kV AC anzuwenden (sie ersetzen die bislang gültige ÖVE-L11). Da die ÖVE ÖNORM EN 50341 eine Euronorm ist, gilt das Werk in allen Mitgliedsländern der CE-NELEC und ist dort in das nationale Vorschriftenwesen umzusetzen. Somit führt eine Euronorm an, dass geplante Abschaltungen einer Freileitung nicht unter den Begriff der Nichtverfüg-barkeit zu zählen sind. Siehe: Punkt 2.1.103 der ÖVE ÖNORM EN 50341 [QV8]

Darstellung der Nichtverfügbarkeit in der KEMA-Dresden-Studie

Abbildung 12: Auszug: Punkt 2.1.103 der ÖVE ÖNORM EN 50341

Da die KEMA-Dresden unrichtigerweise auch die geplanten Abschaltungen entgegen den Vorga-ben der Euronorm in die Berechnung der Nichtverfügbarkeit einrechnet, ist die Darstellung der KEMA-Dresden, wonach die Freileitung und das Kabel etwa die gleiche Zuverlässigkeit haben, un-zutreffend. KEMA-Dresden errechnet die folgenden Nichtverfügbarkeiten mit konkretem Bezug auf die Bedingungen der Salzburgleitung 2 (Tabelle 3-8).

Abbildung 13: KEMA-Dresden Studie – Tabelle 3-8 Gegen diese Darstellung sprechen andere Studien und Untersuchungen, die in der Folge dargestellt werden. Bei korrekter Berechnung der Nichtverfügbarkeiten gemäß Europanorm folgt aus der von KEMA-Dresden angegebenen Datenbasis eine 68-fach höhere Nichtver-fügbarkeit von Kabeln. Die im Internet auf der Webseite der Salzburger Landesregierung (FAQ zur KEMA-Studie) veröf-fentlichte Antwort zur Feststellung der APG, dass planmäßige Abschaltungen und überraschende Ausfälle gleichgesetzt wurden ist nicht nachvollziehbar: „Es ist bekannt, dass Kabel eine niedrigere Ausfallhäufigkeit als Freileitungen haben, die Ausfalldauer durch Störungen jedoch entsprechend


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höher ist.“ (Zitat KEMA-Dresden, siehe http://www.salzburg.gv.at/pol/380kv/380kv-faq.htm, abgeru-fen am 12.04.2008) Aus der Datenbasis der KEMA-Dresden Studie (VDN2004) folgt eindeutig eine um rund 10% höhere Ausfallshäufigkeit von Kabeln gegenüber Freileitungen. Zudem sind die von KEMA-Dresden dargestellten Revisionszeiten für Freileitungen praxisfremd. In den ersten 40 Betriebsjahren einer modernen Freileitung fallen nämlich nur sehr wenige Arbeiten an, die Abschaltungen erfordern. Der Korrosionsschutz bei der hier betrachteten 380-kV-Freileitung wird nach ca. 35 Jahren zu überlegen sein, für diese Arbeiten sind überwiegend keine Abschaltungen erforderlich. Im Betriebsjahr 40 wird allerdings die zu vergleichende Kabelleitung bereits zu demontieren und zu erneuern sein; jedes seiner Systeme hat für den Zeitraum seiner Erneuerung, und das sind bei längeren Kabelstrecken immerhin einige Jahre, eine Nichtverfügbarkeit von 100 %. Für das betrachtete Projekt völlig aus der Luft gegriffen sind die Annahmen, dass die Freileitung nur 80 Jahre bestünde und die Leiterseile nach 40 Jahren zu erneuern wären. Die Abschaltzeiten für solche unrichtigerweise zwingend angenommenen Austauscharbeiten wurden in die Ausfallzei-ten der Freileitung unrichtigerweise einberechnet.

„Die technische Nutzungsdauer einer Freileitung wird aus heutiger Sicht mit 80 Jahren ange-geben. Jedoch ist nach einem Zeitraum von ca. 40 Jahren der Wechsel der Seile, einschließ-lich der Armaturen erforderlich. Die dadurch entstehenden Kosten werden mit ca. 25 % der gesamten lnvestitionskosten geschätzt und sind bei einer gesamtwirtschaftlichen Betrach-tung entsprechend zu berücksichtigen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 214 / Veröffentlichte Version, S.198)

Die Leiterseile werden periodisch überprüft, nach ca. 60 Jahren werden Proben genommen und die Seile werden, wenn erforderlich, getauscht, ebenso die Isolatorenketten. Die älteste Freileitung der APG besteht seit 1926 und ihr Betriebsende ist nicht vorhersehbar. Bei entsprechender Wartung sind Freileitungen ohne weiteres 100 bis 120 Jahre zu betreiben, wenn sie dafür dimensioniert wurden. Im Gutachten der KEMA-Dresden werden auch die betriebs- und wartungsbedingten Abschaltun-gen von Leitungen in die Nichtverfügbarkeit eingerechnet. Diese Abschaltungen sind jedoch nicht zufallsbedingt und werden nur dann erfolgen, wenn der Zustand des Netzes die Abschaltung der betrachteten Leitung gestattet. Solche Abschaltungen sind deshalb für die Zuverlässigkeitsbetrach-tung nicht einzurechnen. (Ein Vergleich mit einem PKW drängt sich auf: Auch dieser benötigt ein Service. Man wird das Service aber an einem Tag durchführen lassen, wenn man das Fahrzeug nicht braucht. Ein Leihwagen für alle Fälle sollte auch kein Problem sein.) Wienstrom nimmt ihre 380-kV-Kabel pro Jahr 14 Tage für Messungen und Kontrollen außer Be-trieb. Unter der Annahme, dass das für eine fünf km lange Kabelleitung mit zwei Systemen gilt und dass die Wartungsarbeiten nur über 8 Stunden am Tag erfolgen, entspricht das einer wartungsbe-dingten Nichtverfügbarkeit von 8 Stunden pro Jahr und System-Kilometer Kabel. Allein dieser Wert liegt über den von KEMA-Dresden angegebenen 1,65 Stunden/a/km.


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Vorgekommene, aber von KEMA-Dresden nicht berücksichtigte Kabelschäden Zusätzlich traten jedoch wesentliche Schadensfälle an 380-kV-Kabeln (bei an Land verlegten Ka-beln) der jüngeren Zeit auf, die in der Studie nicht berücksichtigt sind und in eine ganz andere Richtung weisen, als die KEMA-Dresden sie darstellt. Diese Schadensfälle ergeben eine deutlich schlechtere Verfügbarkeit der Kabel:

- 2006 gab es einen Ausfall des 380-kV-Kunststoffkabels in Berlin, der in der zitierten Störungsstatistik (1994–2001) naturgemäß nicht enthalten ist. Der Schaden konnte nach nur zwei Wochen behoben werden, da das Kabel in einem Tunnel verlegt und somit gut zugänglich ist. Die Betreiber überprüften daraufhin alle Muffen, worauf das System wochenlang nicht einsetzbar war.

- In Wien gab es seit 1995 drei Kabelschäden an erdverlegten 380-kV-Kabeln, deren Be-hebung jeweils zwei Monate dauerte.

- Im Mai 2007 gab es am 380-kV-Kabel in Mailand nur wenige Wochen nach der offiziel-len Inbetriebnahme einen Kabelschaden, dessen Reparatur einen Monat dauerte. Zu-vor ist bereits bei der Testphase ebenfalls ein Muffenschaden aufgetreten.

- Von November 2007 bis Januar 2008 dauerte die Reparatur eines neuerlichen Scha-dens am Kabel in Mailand.

Aus den Schadensfällen in Berlin und Mailand lassen sich die folgenden Nichtverfügbarkeiten je Kabelsystem errechnen: Für den Schaden in Mailand: Offizielle Inbetriebnahme des Kabels März 2007; Beobachtungs-zeitraum ein Jahr; 8,4 km Systemlänge, zwei Kabelfehler nach offizieller Inbetriebnahme; Dauer der Kabelausfälle in Summe drei Monate, ergibt 257 Stunden/km/Jahr. Es ist ganz klar, dass die Betrachtung über einen einjährigen Zeitraum viel zu kurz ist, um daraus eine Statistik abzuleiten. Umgerechnet auf die Salzburgleitung ergäbe sich bei einer derartigen Betrachtung nämlich eine absurde Ausfallzeit von 3,9 Jahren pro Jahr bei der Vollverkabelung und eine Ausfallzeit von 1,2 Jahren pro Jahr bei einer 41 km langen Teilverkabelung. Für den Schaden in Berlin: Inbetriebnahme des Kabels 2000, Beobachtungszeitraum 8 Jahre, 6,3 km Systemlänge, Dauer des Kabelausfalls zwei Wochen (ohne anschließende Kontrolle aller Muffen), ergibt 6,6 Stunden/km/Jahr. Hier stellt sich das Problem der kurzen Betrachtungszeit e-benso, wenn auch nicht so extrem wie beim Mailänder Fall. Auch diese Ausfälle müssen in eine Schadensstatistik für 380-kV-Kunststoffkabel aufgenommen werden, was in der KEMA-Dresden-Studie aber nicht erfolgt ist.

Kabelstatistik der Cigre zeigt einen sehr geringen Kabelanteil Die Cigre nennt in ihrer technischen Broschüre „Statistics of AC underground cables in power net-works“ für die Spannungsebene 315–500 kV einen sehr geringen Anteil von 0,5 % Wechselspan-nungs-Kabeln (Seekabel ausgenommen). Davon sind 27 % Kunststoffkabel. D.h. die der KEMA-Dresden-Studie zugrunde gelegten Kunststoffkabel haben einen Anteil von nur 0,135 % der Lei-tungen im Spannungsbereich, der hier interessiert. Aus einem derart geringen Anteil ist eine


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belastbare Statistik nicht herauszurechnen. (Quelle: Cigre-Broschüre Nr. 338, Dezember 2007 [QV5] ) Von diesen Kunststoffkabeln bestehen derzeit nur drei Ausführungen mit dem Kabelquerschnitt von 2.500 mm2, den die KEMA-Dresden vorschlägt (Tokio, Madrid, London).

Abbildung 14: Cigre-Broschüre Nr. 338, 2007 – Statistik zu Wechselstrom-Erdkabeln

Besonders beachtenswert ist die weltweite Übersicht zu Erdkabellegungen seit 1996, die in der genannten Cigre-Publikation dargestellt wird. Es sind darin nur längere Kabelstrecken aufgenommen, also keine Kraftwerkseinbindungen über wenige Kilometer, keine Kabel in Umspannwerken und keine Seekabel. Die Übersicht zeigt für Europa seit 1996 nur 165,3 System km neue Kabellegungen auf der 380-kV-Ebene. Das ist weniger als die APG alleine im Jahr 1999 mit der 380-kV-Freileitung Südbur-genland - Wien Südost in Betrieb genommen hat (215,6 System-Kilometer). Mit Ausnahme eines Kabels in UK, eines Kabels in Dänemark/Jütland (siehe Beilage 10, Eltra, Schreiben an die APG vom 13.Januar 2004) und eines unter einer Wasserstraße (Rhein bei Rot-terdam) erfolgten lt. dem Bericht der Cigre alle 315–500-kV-Kabellegungen seit 1996 in Städten. Der Anteil an Kunststoff- und Öl/Massekabeln ist ca. 50 : 50, somit kann von Kunststoffkabeln als „neueste Technik“ nicht gesprochen werden, auch die Ölkabel werden nach wie vor verlegt. In Europa liegen insgesamt 302 System-km Erdkabel im Spannungsbereich 315–500 kV (Öl- und Kunststoffkabel aller Baujahre bisher), davon 40,4 System-km über Land (England und Däne-mark). Wenn das zu den 102.365 System-km 380-kV-Leitungen der UCTE ins Verhältnis gesetzt wird (Wert aus dem Statistical Yearbook 2005), so ergibt das:

"Statistics of AC underground cable in power networks"(CIGRE, Dec 2007 Electra Nr. 235, Figure1)

93,3%97,1% 98,3% 99,5% 100%

6,7%2,9% 1,7% 0,5% 0,0%

0%

25%

50%

75%

100%

50-109 kV 110-219 kV 220-314 kV 315-500 kV 501-764 kV

Overhead LinesUnderground Cables


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– Das 380-kV-UCTE-Netz besteht aus 99,71 % Freileitungen und 0,29 % Kabelleitungen (Stadtkabel und Landkabel gemeinsam, Seekabel ausgenommen).

– Das 380-kV-UCTE-Netz hat 0,04 % Kabelleitungen über Land (in England, Dänemark). – Das 380-kV-UCTE-Netz hat 0,25 % Kabelleitungen in Städten.

Papier der KEMA aus den USA ergibt ein völlig anderes Bild Von KEMA gibt es ein weiteres Papier, das sich zur Frage der Verkabelung äußert. Es bezieht sich auf Virginia/USA, nämlich die Ausarbeitung „Overhead v. Underground Transmission Lines: Fac-tors & Analyses in Considering Placement by Richard A. Wakefield, KEMA Inc., Presentation to the: EMERGING TECHNOLOGY ISSUES ADVISORY COMMITTEE, RICHMOND, VIRGINIA JULY 19, 2005“. Das Papier äußert sich über 345-kV-XLPE-Kunststoff(-Cross-Linked-Polyethylene)-Kabel mit den Anmerkungen, dass für solche Kabel die Betriebserfahrung begrenzt ist und dass die Erfahrungen mit Spleißungen von Kabeln über 345 kV begrenzt sind sowie dass man über eine Verbesserung der Verlässlichkeit nur vorsichtig optimistisch ist. (In den USA wird die Spannungsebene 345kV verwendet und nicht 380/400 kV wie in Europa). Auf die Fehlerraten von Kabelleitungen geht das Papier in der Tabelle auf Seite 12 ein:

Abbildung 15: Auszug aus dem Papier der KEMA/USA

Tabelle Seite 12 (Angaben für Meilen) Umgerechnet auf Fehler pro Jahr pro Kilometer ergeben sich diese Ausfallraten: Kabeltyp

pro km Kabel pro Jahr

HPFF im Stahlrohr 0,0031 XLPE im Rohr – optimistisch 0,00397 XLPE im Rohr – realistisch 0,0125 XLPE im Rohr – pessimistisch 0,062

Tabelle 6: Umrechnung der Angaben aus dem Papier der KEMA/USA

auf Kilometer durch die APG


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Diese Darstellung geht davon aus, dass die Kabel in Rohre eingezogen werden. Rohre bieten ei-nen zusätzlichen Schutz für das Kabel. Da KEMA-USA keine Aussage zur mittleren Ausfalldauer bei ihren Annahmen macht wurde zur Berechnung der Nichtverfügbarkeit durch die APG die mittle-re Ausfalldauer der VDN2004 von T = 201,24 h (ebenfalls Datenbasis der KEMA-Dresden-Studie siehe KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 99 / Veröffentlichte Version, S. 83) heran-gezogen. Kabeltyp Nichtverfügbarkeit (h/(a*km))

Vergleich der Nichtverfügbar-keit von Kabel mit Freileitung

XLPE im Rohr – optimistisch auf Grundlage KEMA-USA

0,80 56 - fach

XLPE im Rohr – realistisch auf Grundlage KEMA-USA

2,52 176 - fach

XLPE im Rohr – pessimistisch auf Grundlage KEMA-USA

12,48 874 – fach

Tabelle 7: Vergleich der Nichtverfügbarkeiten der KEMA USA Präsentation mit Angaben aus der KEMA-Dresden-Studie

Die Nichtverfügbarkeitswerte in dieser Tabelle wurden mit jenen der Freileitung aus der KEMA-Dresden-Studie (P = 0,0143 h/(a*km)), von KEMA-Dresden als stochastische Nichtverfügbarkeit bezeichnet, verglichen. Daraus ergibt sich eine zwischen 56-fach (bei optimistischer Annahme) bis zu 874-fach (bei pessimistischer Annahme) schlechtere Nichtverfügbarkeit eines Kabels gegen-über einer Freileitung.

Studie von Prof. Oswald ergibt wesentlich schlechtere Verfügbarkeiten des Kabels als die Studie der KEMA-Dresden

Prof. Oswald errechnet eine wesentlich geringere Zuverlässigkeit des Kabels in seinem Gutach-ten aus dem Jahr 2008 (für die E-Control). Auch er bezieht sich auf die genannte Störungsstatistik, berücksichtigt aber zusätzlich die Erfahrungen mit der wesentlich größeren Anzahl von 110-kV-Kunststoffkabeln. Er verweist auch auf eine zu beachtende Einschränkung der Verfügbarkeit von Kabeln durch mögliche Ausfälle von Sekundäreinrichtungen (Messeinrichtungen, Muffen etc.). Prof. Oswald errechnet folgende Nichtverfügbarkeiten mit konkretem Bezug auf die Bedingungen der Salzburgleitung 2 (Tabelle 5.4 aus dem Gutachten von Prof. Oswald 2008 – Quellenverweis: [QV 1]):

Nichtverfügbarkeit für 108 km

Nichtverfügbarkeit pro km

Freileitung 380 kV 1,18 Stunden/Jahr/108 km 0,0109 Stunden/Jahr/km Kabel 380 kV > 48,2 Stunden/Jahr/108 km 0,44 Stunden/Jahr/km

Tabelle 8: Nichtverfügbarkeiten

Die Berechnungen von Prof. Oswald ergeben eine 40,1-mal geringere Verfügbarkeit der Ka-

belleitung.


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KEMA-Dresden hat unrealistisch kurze Reparaturzeiten angenommen Die von KEMA-Dresden angeführten durchschnittlichen Reparaturzeiten von drei bis vier Wochen für 380-kV-Kabel sind vielleicht unter günstigen Bedingungen bei einer Tunnelverlegung zu errei-chen, jedoch sicher nicht bei einer Erdverlegung über Land. Die Erfahrungen mit bisherigen Repa-raturen an 380-kV-Kabeln beweisen das Gegenteil. Einige Reparaturen dauerten zwei Monate. Zum Beispiel hatte das oft zitierte Mailand-Kabel in 1,5 Jahren bereits drei Schäden mit insgesamt vier Monaten Ausfall. In einem Fall dauerte allein die Fehlersuche ein Monat.

KEMA-Dresden berücksichtigt die Risiken durch die Übergangsstationen nicht Gänzlich unbetrachtet bleibt in der KEMA-Dresden-Studie die Betrachtung des Risikos der Über-gangsstationen von der Freileitung in das Kabel. Dort befinden sich Kabelendverschlüsse und sen-sible Messeinrichtungen, die die Komplexität der Leitung und die Nichtverfügbarkeit erhöhen. Das Gefährdungsrisiko im Baugebiet wird nicht ausreichend berücksichtigt Auf die auf ein Kabel einwirkenden Kräfte durch geologische Phänomene verweist die KEMA-Dresden-Studie im Kapitel 4 „Geologische Untersuchungen“. Diese Darstellung beschreibt das Ri-siko einer Kabellegung im Projektgebiet und wurde offensichtlich in die Betrachtung der Nichtver-fügbarkeit nicht aufgenommen.

„In setzungsgefährdeten Bereichen und unter geologisch gestörten Bedingungen, die Hang-kriechen oder Rutschungen verursachen, wirken dauerhaft Zugkräfte auch unter Betriebs-bedingungen des Kabels. Die höchsten Zugkräfte treten in den Randbereichen von Rutschungen, am Übergang vom stabilen Hang zur Rutschmasse auf. Hier können außerdem je nach Charakter der Rut-schung erhebliche Scherkräfte auf das Kabel wirken. Die Schwierigkeit zur Kompensation dieser Kräfte besteht darin, dass Größe und Art der Abrissbereiche der Rutschungen nur bei aktiven oder bereits stattgefundenen Ereignissen bekannt sind. Neben dem nicht genau prognostizierbaren Betrag der Verschiebung infolge der Rutschung stellt auch die Ver-schiebung je Zeiteinheit ein weiteres unbekanntes Kriterium dar. Diese Verschiebung kann plötzlich (Rutschung, Gleiten, Bergsturz) oder lang anhaltend über mehrere Monate/Jahre er-folgen (Kriechen).“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 249 / Veröffentlichte Version, S. 233)

In der Studie wird darauf hingewiesen, dass bei einer Vollverkabelung abschnittsweise nur die Ver-legung in der Straße in Frage kommen kann, und dass im Falle einer Neuverlegung eine mehrmo-natige Straßensperre erforderlich ist.

„Somit kann ein zu verlegendes Erdkabel den Pass Lueg nur innerhalb der bestehenden Bundesstraße oder alternativ in einem noch herzustellenden weiteren Tunnel mit anschlie-ßender Rohrbrücke über die Salzach überwinden, da die Weiterführung ab Ofenauerbrücke in südlicher Richtung aus Platzgründen nur auf dem östlichen Salzachufer möglich ist.


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Die Verlegung eines Erdkabel-Doppelsystems innerhalb der Straße hätte einen kompletten Rückbau und grundhaften Neuaufbau der Bundesstraße mit den einhergehenden mehr-monatigen Sperrungen und Verkehrsbehinderungen zur Folge. Mit Ausnahme der Tauern-autobahn A 10 existieren keine nutzbaren Umleitungsstrecken in südlicher Richtung. Diese Maßnahme kann daher nur ernsthaft in Erwägung gezogen werden, wenn ein grundhafter Ausbau der Bundesstraße in diesem Bereich ohnehin erforderlich wäre.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 286 / Veröffentlichte Version, S. 270)

Übersicht der Nichtverfügbarkeit von 380-kV-Kunststoffkabeln Aus den Kabelausfällen in Mailand und Berlin und deren Hochrechnung auf längere Zeiträume ist ersichtlich, dass für eine belastbare Kabelstatistik über 380kV-Kabel der Bezug auf eine 3-jährige Beobachtungszeit nicht ausreicht. Dennoch sei auch eine derartige Überlegung in den folgenden beiden Tabellen der Übersicht halber aufgenommen. Die Angaben in der Tabelle zeigen einerseits die große Streuung bei Angaben zu Kabel-Nichtverfügbarkeiten und andererseits, dass die Zahlen der KEMA-Dresden zur Freileitung nicht in das übliche Bild passen (siehe die jeweils letzte Spalte „Hochrechnung für die Salzburgleitung…“). Inbetrieb-

nahme Beobach-tungszeit-raum

System-länge

Dauer des Ausfalls Stunden

Nichtverfüg-barkeit Stunden/km/Jahr

Hochrechnung für die Salzburg-leitung NichtverfügbarkeitStunden/Jahr

TVK 2

41 km VVK 3

133 km Mailand XLPE

2007 1 Jahr 8,7 km 2.160 248 10.537 34.199

Berlin XLPE

2000 8 Jahre 6,3 km 336 6,6 270 878

Studie Oswald

- - 0,44 18 58

Studie KEMA-Dresden

- - 1,65 68 220

Studie Beauly-Denny1)

(Tab 2-3)

- - 2,4–4,3 98–176 319–572

1) Studie zur Leitung Beauly-Denny von PB Power, 2006 2) Teilverkabelung 3) Vollverkabelung

Tabelle 9: Übersicht Zeitdauer von Ausfällen von Kabel-Leitungen


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Inbetrieb-

nahme Beobach-tungszeit-raum

System-länge

Dauer des Ausfalls Stunden

Nichtverfüg-barkeit Stunden/km/Jahr

Hochrechnung für die Salzburg-leitung NichtverfügbarkeitStunden/Jahr

83,5 km 133 km Studie Oswald

- - 0,0109 0,9 1,5

Studie KEMA-Dresden

- - 1,60 134 214

Studie Beauly-Denny1)

(Tab 2-3)

- - 0,018 1,5 2,4

1) Studie zur Leitung Beauly-Denny von PB Power, 2006

Tabelle 10: Übersicht Zeitdauer von Ausfällen von Freileitungen

Alterung der Materialien (Kabel, Muffen) muss für die Beurteilung der Nichtverfüg-barkeit berücksichtigt werden („Badewannenkurve“)

Eine Kabelleitung besteht aus einer großen Anzahl von Bauteilen, von denen viele Kunststoffe beinhalten (Kabelisolierung, Muffen), aber auch andere Materialien und Geräte, die einer Alterung unterliegen (mitverlegte Glasfaserleitungen zur Überwachung, Schutzsysteme). Alle diese Kompo-nenten altern und werden gegen Ende ihrer Lebensdauer eine höhere Ausfallsrate zeigen als vor-her. Da die von KEMA-Dresden der Studie zugrunde gelegten 380-kV-Kunststoffkabel erst seit et-wa zehn Jahren eingesetzt sind, ist über ihr tatsächliches Verhalten gegen Ende ihrer Lebens-dauer nichts bekannt. Daran ändern auch die durchgeführten Alterungstests für Kabel und Muffen nichts, da sie die Langzeitwirkung bei gleichzeitiger Einwirkung des elektrischen Feldes und der thermischen Alterung nicht berücksichtigen können. Auch am Beginn ihres Einsatzes zeigen technische Einrichtungen üblicherweise höhere Ausfall-raten, was bei Kabeln z.B. bei den Inbetriebnahmeprüfungen festgestellt wird (Ausfall des Mailand-Kabels bei der IBN-Prüfung) oder in den ersten Lebensjahren (Ausfall des Berliner Kabels durch einen Muffenfehler). Das Verhalten technischer Einrichtungen folgt meistens der sogenannten „Badewannenkurve“, die in ihrer Form natürlich sehr unterschiedlich sein kann. Das folgende Bild zeigt den prinzipiellen Zu-sammenhang.


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Abbildung 16: „Badewannenkurve“ ( [QV13] Kursunterlagen zu „Qualitätsmanagement“, DI Thomas Cloodt, www.cloodt.de)

Das zu erwartende schlechtere Verhalten einer XLPE-Kabelanlage gegen Ende ihrer Lebenszeit und die deshalb häufiger zu erwartenden Ausfälle wurden in der KEMA-Dresden-Studie nicht be-wertet. Unklare Darstellung des Kabelneubaus nach 40 Jahren KEMA-Dresden schlägt vor, für den Tausch der Kabel nach Ablauf ihrer Lebensdauer (nach ca. 40 Jahren aufgrund von Herstellerangaben) eines der beiden Kabelsysteme außer Betrieb zu nehmen und das parallele System während der Arbeiten in Betrieb zu belassen. In dieser Zeit stünde also nur ein Kabel-System zur Verfügung. Wie dieser Sachverhalt mit einem Netzbetrieb und mit der Einhaltung des n-1-Kriteriums in Einklang zu bringen sein soll, ist unklar.

„Bei einem n-1-Betrieb der erdverlegten Systeme ist der Austausch eines Systems unter vol-ler Nutzung des zweiten Systems ohne zusätzliche Flächeninanspruchnahme möglich.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 248 / Veröffentlichte Version, S. 232)

Bei der Darstellung der KEMA-Dresden ist auch unklar, wie man sich im Falle der Alternativen den Austausch der jeweils in der Mitte liegenden bzw. der inneren Kabelsysteme arbeitstechnisch vor-stellen könnte. KEMA-Dresden gibt für Reparaturzeiten bei einem Notfall wie folgt an:

„Im ungünstigsten Fall tritt der Fehler bei Abschluss der Demontage des alten Kabelsystems auf. In diesem Fall muss das neue Kabel verlegt und über Muffen montiert werden. Für einen 1.000-m-Abschnitt wird, unter Berücksichtigung des Einsatzes verstärkter Personalkräfte auf-grund eines Notfalls, eine Zeitspanne bis zur Wiederinbetriebnahme von durchschnittlich ca. 6 Wochen geschätzt.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 216 / Veröffentlichte Version, S. 200)


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Zeitdauer für Kabeltausch bei der Vollverkabelung Nachdem ein über 118 km langer geplanter Kabeltausch nicht wie ein Notfall behandelt werden kann sind die von KEMA-Dresden angenommenen Kabellegungszeiten unrealistisch. Für die fol-gende Abschätzung werden deshalb acht Wochen statt sechs Wochen für 1.000 m Kabel-Austausch angesetzt, und das ist noch immer sehr ambitioniert und wenig realistisch. Das ergibt 8 x 118 = 944 Wochen für den Tausch eines Systems über 118 km. Unter der Annahme, dass zehn Arbeitspartien gleichzeitig während des gesamten Jahres tätig sind – Sommer und Winter –, ergibt das 944 / 10 = 94 Wochen – also ca. 1,8 Jahre für den Austausch eines Systems. Dabei sind Arbeitsausfälle und Erschwernisse durch Schnee, Regen, Eis und Hitze nicht berücksichtigt. Es wird auch vorausgesetzt, dass die Arbeitspartien mit ihren Spezialisten (Muffen-Setzen, Messungen, Prüfungen) über diesen Zeitraum nur für diesen Kabeltausch zur Ver-fügung stehen. Bei der zwei-systemigen Grundvariante würde nach dem Ansatz der KEMA-Dresden über 1,8 x 2 = 3,6 Jahre nur ein Kabel-System zur Verfügung stehen. Bei der Alternative mit drei Kabelsystemen würden über 1,8 x 3 = 5,4 Jahre nur 66 % der Übertra-gungskapazität zur Verfügung stehen. Bei der Alternative mit vier Kabelsystemen würde über 1,8 x 4 = 7,2 Jahre nur 75 % der Übertra-gungskapazität zur Verfügung stehen.

Zeitdauer für Kabeltausch bei der Teilverkabelung

Für die Teilverkabelungsstrecken von 41 km (wie in der Studie angenommen) werden wie bei der Vollverkabelung acht Wochen statt sechs Wochen für 1.000 m Austausch angesetzt, und das ist noch immer sehr ambitioniert und wenig realistisch. Das ergibt 8 x 41 = 328 Wochen für den Tausch eines Systems über 41 km. Unter der Annahme, dass zehn Arbeitspartien gleichzeitig über das ganze Jahr tätig sind – Som-mer und Winter –, ergibt das 328 / 10 = 32,8 Wochen – also ca. 0,6 Jahre für den Austausch eines Systems. Dabei sind Arbeitsausfälle und Erschwernisse durch Schnee, Regen, Eis und Hitze nicht berücksichtigt. Es wird auch vorausgesetzt, dass die Arbeitspartien mit ihren Spezialisten (Muffen-Setzen, Messungen, Prüfungen) über diesen Zeitraum nur für diesen Kabeltausch zur Verfügung stehen. Bei der zwei-systemigen Grundvariante würde nach dem Ansatz der KEMA-Dresden also über 0,6 x 2 = 1,2 Jahre nur ein Kabel-System zur Verfügung stehen. Bei der Alternative mit drei Kabelsystemen würden über 0,6 x 3 = 1,8 Jahre nur 66 % der Übertra-gungskapazität zur Verfügung stehen. Bei der Alternative mit vier Kabelsystemen würde über 0,6 x 4 = 2,4 Jahre nur 75 % der Übertra-gungskapazität zur Verfügung stehen. Wenn KEMA-Dresden den Ansatz, wartungsbedingte Abschaltzeiten ebenfalls in die Zuverlässig-keitsbetrachtung einzurechnen, konsequent verfolgt müssten die jahrelangen Abschaltzeiten für die Systemerneuerung nach 40 Jahren ebenfalls bei der Zuverlässigkeitsberechnung berücksich-tigt werden. Damit fällt das Kabel in der Zuverlässigkeit um ein Vielfaches hinter jene einer ver-gleichbaren 380-kV-Freileitung zurück.


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Alle Studien außer der KEMA-Dresden-Studie sagen, dass die Verfügbarkeit von 380-kV-Kabeln geringer als die von Freileitungen ist. (siehe Beilage 6, Stellungnahme des Institutes für Elektrische von Anlagen der Technischen Universität Graz zur KEMA-Studie zur Teilverkabelung der Salzburg-Leitung von Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Lothar Fickert und Ao.Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Herwig Renner)

Wieso kommt aber die KEMA-Dresden aus Sicht der APG zu einer angeblich gleichen Ver-fügbarkeit von Freileitung und Kabel?

- Weil die KEMA-Dresden auch die betriebs- und wartungsbedingten gut planba-ren Abschaltungen einer Freileitung mit eingerechnet hat

- Weil die KEMA-Dresden die Kabelausfälle der letzten Jahre in Wien, Mailand und Berlin (Darstellung nur für Europa) nicht berücksichtigt hat

- Weil die KEMA-Dresden praxisfremde, viel zu kurze Reparaturzeiten beim Kabel eingesetzt hat

- Weil die KEMA-Dresden den Kabelaustausch nach ca. 40 Jahren nicht berück-sichtigt hat

- Weil die KEMA-Dresden die Lebensdauer der Freileitungs-Komponenten unbe-gründet kurz angesetzt hat


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D.2. Welches Übertragungssystem stellt aus technischer Sicht die sicherste Lösung dar? Eine

quantitative Abschätzung der Ausfallrisiken für die Kabel- bzw. Freileitungstechnologie ist darzustellen. Das Thema der Zuverlässigkeit wird intensiv in Kapitel 3.4.3 untersucht, quantitativ abge-schätzt und bewertet. Stellungnahme APG: Die Frage wurde nicht beantwortet. Die Berechnungen in Kapitel 3.4.3 sind nach Ansicht der APG unzutreffend.

D.3. Eine Gegenüberstellung des Zeitaufwandes sowie der anfallenden Kosten für die Fehler-

suche und Reparatur von TVK und VVK im Vergleich zu einer Freileitung ist darzustellen. Welche Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit und die Zuverlässigkeit ist daraus ab-zuleiten? Der Zeitaufwand für Fehlersuche und Reparatur ist bei den in Kapitel 3.4.3 durchgeführten Zuverlässigkeitsuntersuchungen berücksichtigt worden. Kosten für Fehlersuche und Repa-ratur werden in dieser Studie nicht ausgewiesen, gleichwohl auch nicht für Freileitungen. Stellungnahme APG: Zur Frage der Fehlersuche und zu den Kosten dafür äußert sich die Studie nicht. Die Frage wurde nicht beantwortet.

D.7. APG kann Schäden an Freileitungen (z.B. Seilriss) kurzfristig (innerhalb eines Tages) mit Eigenpersonal und vorrätigem Material beheben. Mit welchen technischen, organisa-torischen und welchen Personalressourcen (Eigen- und Fremdpersonal) bzw. Personal-qualifikationen können Kabelschäden (z.B. Schäden an Muffen bzw. Kabelteilstücken) be-hoben werden? Siehe hierzu Ausführungen zu den Fragenkomplexen C.8. bis C.10. Stellungnahme APG: Über die Personalressourcen äußert sich die Studie nicht, weder über Eigen- noch über Fremdpersonal. In den Ausführungen sind nur allgemeine Aussagen zu finden wie „Die Reparaturdauer eines durch einen elektrischen Fehler geschädigten Systems kann bei durchschnittlich drei Wochen liegen“. Über die Reparaturdauer bei anderen Fehlern gibt es keine Aussagen.


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Die Frage ist nur zum Teil beantwortet. D.12. Für welches System (Kabel oder Freileitung) besteht im 380-kV-Übertragungsnetz die

meiste Erfahrung (Trassenlängen und Betriebsjahre, Betriebserfahrung, Alterung und Aus-fall von Komponenten, gesicherte und dokumentierte Lebensdauer)?

Es ist unstrittig, dass für die Technologie der Freileitung im 380-kV-Übertragungsnetz die meisten Erfahrungen sowohl aus zeitlicher als auch aus Sicht des Assetumfangs bestehen. Dies wird auch in quantitativer Hinsicht in Kapitel 3.2 ausgeführt. Stellungnahme APG: Die Antwort ist korrekt.

D.13. Welche ausgeführten TVK oder VVK sind mit dem aktuellen Vorhaben der APG in ihrer Bedeutung für die Versorgungssicherheit und der Netzstruktur (geplanter 380-kV-Ring) vergleichbar und welche Erfahrungen bestehen? Es muss davon ausgegangen werden, dass jede technologische Lösung im 380-kV-Netz, unabhängig von deren Realisierung als Kabel- oder Freileitungslösung, identische An-sprüche an die Versorgungssicherheit zu erfüllen hat. Insofern ist eine gesonderte Betrach-tung nicht schlüssig. Über die Bedeutung der in den europäischen Höchstspannungsnetzen realisierten Kabel-projekte wird in Kapitel 3.2.3 berichtet. Stellungnahme APG: Die Frage wurde nicht beantwortet. In Wirklichkeit ist keines der bisherigen europäischen Kabelprojekte mit Anforderungen an die Salzburgleitung vergleichbar.

D.14. Sind die weltweit bestehenden 380-kV-Kabelstrecken mit den netzbetrieblichen Anfor-

derungen hinsichtlich Sicherheit für den 380-kV-Übertragungsring der APG und im Spe-ziellen für den Leitungszug Tauern – Salzach neu vergleichbar? Siehe hierzu Ausführungen zum Fragekomplex D.13. Außerhalb von Europa existierende Höchstspannungskabelprojekte wurden grundsätzlich nicht näher betrachtet. Stellungnahme APG: Die Frage wurde nicht beantwortet. In Wirklichkeit ist keines der bisherigen europäischen Kabelprojekte mit den Anforderungen an die Salzburgleitung vergleichbar.


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D.23. Welche Einflüsse auf Fehlerortung und Fehlerbehebung sind aus klimatischen und ört-lichen Gegebenheiten sowie aus geografischen und topografischen Faktoren zu erwarten (Schneelage, Temperatur usw.)? Schwierige klimatische und örtliche Gegebenheiten haben auf die Fehlerortung und Fehler-behebung sowohl von Freileitungs- als auch Kabelsystemen Einfluss. Im Rahmen der Stu-die wurde von durchschnittlichen Reparaturdauern für ein System von drei Wochen aus-gegangen. Bei schwierigen Bedingungen wird diese Zeit wahrscheinlich größer als drei Wochen sein. Es muss aber auch vermutet werden, dass die angegebenen 60 Stunden für die Reparatur eines Mastumbruchs (siehe C.8.) bei extremen Witterungsbedingungen nicht haltbar sein könnten. Insgesamt wird sich die Reparaturdauer bei extremen Witterungsbedingungen für beide Technologien verlängern. Stellungnahme APG: Die Frage ist nicht beantwortet. Insbesondere bei den angesprochenen schwierigen Bedingungen ist eine Freileitung we-sentlich schneller repariert als eine Kabelleitung. Schon allein die Fehlersuche dauert beim Kabel bei schlechten Bedingungen länger.


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V.4.2. KEMA-Dresden lässt Risiken für Normalbetrieb unberücksichtigt Kompensationsspulen bergen Risiken für Betriebsführung Executive Summary Der Betrieb des Kabels erfordert den Einsatz von Kompensationsspulen und ist oh-ne diese nicht möglich. Jedoch kann es durch das Zu- und Abschalten der Kom-pensationsspulen, was im Falle der Salzburgleitung oftmals am Tag zu erfolgen hat, zu Auswirkungen auf das Netz kommen. Aussagen über diese Netzrückwirkungen und Konsequenzen auf Netzqualität und somit auf die Verbraucher sind in der KE-MA-Dresden-Studie nicht zu finden.

Risiken: Die große Anzahl erforderlicher Kompensationsspulen beeinträchtigt die Betriebs-führung signifikant und stellt ein Risiko für die Sicherheit des APG-Netzes und da-mit auch des UCTE-Netzes dar. Es besteht das Risiko einer Beschädigung des Kabels oder einer reduzierten Le-bensdauer durch häufige Schaltvorgänge. Für die Versorgungssicherheit besteht das Risiko von Über- oder Unterspannungen aufgrund eines unausgewogenen Blindleistungshaushaltes des Kabels. Konsequenzen daraus sind die Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit zu Las-ten der Endverbraucher und eventuelle Netzrückwirkungen für die Salzburg AG KEMA-Dresden-Studie im Original: Die KEMA-Dresden-Studie führt zum Einsatz von Kompensationsspulen an: „Für alle untersuchten Varianten wurde der erforderliche Blindleistungsbedarf ermittelt (Tabelle 3-15).“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 140 / Veröffentlichte Version, S. 124) Kritik seitens APG: Besonders in Salzburg und in Kärnten sind mehrere große Pumpspeicherkraftwerke in Be-trieb, Bau und Planung. Sie beeinflussen maßgeblich die Höhe und Richtung des Energie-flusses auf der Salzburgleitung. Angebot und Nachfrage insbesondere auf dem durch die Windkraft geprägten deutschen Energiemarkt bestimmen den Einsatz der Pumpen und Speichermaschinen. Belastungswechsel innerhalb weniger Minuten auf den Übertragungs-leitungen sind die Folge. Die Kompensationsspulen einer Kabelleitung müssten im Gleich-


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klang mit diesen Belastungswechseln zu- und abgeschaltet bzw. geregelt werden. Das Schalten einer großen Anzahl von Kompensationsspulen innerhalb kurzer Zeit stellt betrieb-lich eine große Herausforderung dar, verursachen Netzrückwirkungen und sind mit einer Reihe von weiteren Risiken verbunden. Detaillierte Begründung der Kritik: In Kaprun, Malta, Reißeck, Fragant sind bereits leistungsstarke Pumpspeicherkraftwerke in Betrieb (1.800 MW), in Kaprun eines in Bau (480 MW), weitere Projekte sind in Planung (ca. 1.500 MW). Pumpspeicher sind geeignet, in kürzester Zeit ihr volles Leistungsband zu durchfahren und inner-halb von wenigen Minuten von maximalem Pumpbetrieb in den maximalen Generatorbetrieb (Er-zeugung) zu wechseln. Sie eignen sich daher optimal für das Ausbalancieren von Last und Er-zeugung im System, insbesondere auch zur Verwertung von überschüssiger Energie aus Wind- und Wasserkraft. Der forcierte Windausbau in Österreich und vor allem im Norden Deutschlands ist ein wichtiger Beitrag zur Erreichung der Klimaziele 2020. Pumpspeicherkraftwerke und leistungsfähige Über-tragungsleitungen sind die notwendige Ergänzung zur Integration der Windkraft in das elektrische Energiesystem. Insofern hat die Salzburgleitung auch internationalen Charakter, als sie neben der sicheren Versorgung Österreichs, insbesondere Salzburgs und Kärntens, auch den europäischen Klimazielen dient. Das Verhältnis von Angebot und Nachfrage elektrischer Energie spiegelt sich im liberalisierten Strommarkt im Börsenpreis wider. Es ist in hohem Maß volatil und ändert sich mit jedem Stunden-wechsel. Daher passiert es täglich mehrmals, dass Pumpspeicherkraftwerke innerhalb von we-nigen Minuten ihre Entnahme aus dem bzw. ihre Einspeisung in das Netz signifikant ändern. Damit verändert sich der Lastfluss insbesondere auf der Salzburgleitung entsprechend schnell nach Grö-ße und ggf. auch Richtung. Für eine Kabelleitung bedeutet das: War die Belastung durch Pumpen in Bezugsrichtung hoch, ist eine geringere Anzahl von Kompensationsdrosseln im Einsatz. Bei Abstellen der Pumpen und An-fahren im Generatorbetrieb müssen daher zusätzliche Drosseln zugeschaltet werden, weil die nun-mehr unbelastete Leitung mehr Kompensationsbedarf aufweist. Kurz darauf sind diese Drosseln wieder abzuschalten, weil der einsetzende Generatorbetrieb die Leitung (in umgekehrter Richtung) belastet. Insbesondere zu den Produktwechselzeiten der Strombörsen um 8:00 Uhr und 20:00 Uhr (peak und off-peak) sind diese Lastwechsel besonders ausgeprägt. In der Warte der Hauptschaltleitung der APG überwachen und steuern jeweils zwei Dispatcher (24 Stunden, 365 Tage) die gesamte Regelzone der APG (im Wesentlichen das österreichische Bundesgebiet ohne Tirol und Vorarlberg). Freileitungen benötigen im Normalbetrieb keine beson-deren Steuerungsmaßnahmen. Kabel hingegen benötigen eine begleitende Steuerung der Kompensationsdrosseln. An einem ty-pischen Tag gibt es viermal eine Umkehr der Energierichtung. Um Spannungsverletzungen zu vermeiden, müssen die Kompensationsdrosseln wiederholt im richtigen Moment zu- und abge-schaltet werden. Die Phase der Energierichtungsumkehr und damit der höchsten Spannungen


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dauert im Allgemeinen wenige Minuten. Erfolgt die Steuerung der Drosseln nicht, so sind Span-nungsverletzungen die Folge. Die vom Studienautor gewählten Kompensationsdrosseln mit je 200 MVA sind für das APG-Netz zu groß. Die bei der Zu- bzw. Abschaltung auftretenden Blindlaststöße sind insbesondere bei dem zu erwartenden starken Lastwechseln und im Fall des Netzwiederaufbaues nach einer Groß-störung nicht verkraftbar. Es müssten daher einige Drosseln in kleineren Einheiten (100 MVAr und 50 MVAr) ausgeführt werden. Das führt zu zusätzlichen Aufwendungen für Geräte und Schaltfelder mit allen damit verbundenen Risiken, die zusätzliche Einrichtungen mit sich bringen, und bedeutet auch zusätzliche Kosten. Die folgende Tabelle zeigt die Anzahl der notwendigen Kompensationsspulen bei den unter-schiedlichen Belastungszuständen und Kabelvarianten.

Horizontaler

Schwachlastfall

Horizontaler

Starklastfall

Horizontaler

Schwachlastfall

Horizontaler

Starklastfall

Horizontaler

Schwachlastfall

Horizontaler

Starklastfall

2 Systeme

3 x 1 x

2.500 mm2

2 Systeme

3 x 1 x

2.500 mm2

3 Systeme

3 x 1 x

2.500 mm2

3 Systeme

3 x 1 x

2.500 mm2

2 Systeme

2 x 3 x 2 x

1.600 mm2

2 Systeme

2 x 3 x 2 x

1.600 mm2

VK

Spulen je

200 MVAr 13 10 19

keine

Angabe 23

keine

Angabe

Grundkomp. je

200 MVAr

Grobkomp. je

100 MVAr

Feinkomp. je

50 MVAr

10

4

4

10

0

0

Komp. Bedarf

[MVAr] 2.600 2.000 3.800

keine

Angabe 4.600

keine

Angabe

TVK

Spulen je

200 MVAr 3 0 keine Angabe

keine

Angabe keine Angabe

keine

Angabe

Grobkomp. je

100 MVAr

Feinkomp. je

50 MVAr

4

4

0

0

Komp. Bedarf

[MVAr] 600 keine Angabe keine Angabe

keine

Angabe keine Angabe

keine

Angabe

Tabelle 11: Anzahl der notwendigen Kompensationsspulen

Anmerkung: Die angeführten Werte für Spulen je 200 MVAr und der Belastungsfälle bei den drei Kabelvarianten stammen aus der KEMA-Dresden-Studie. Bei der Kombination von Spulen mit 200, 100, 50 MVAr wurde der von der Studie vorgegebene Kompensationsbedarf eingehalten. „Keine Angabe“ bezieht sich auf fehlende Angaben in der KEMA-Dresden-Studie.


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Aus der Tabelle ersieht man, dass je nach Ausführung der Kompensationsspulen bei kurzfristigen Lastwechseln bis zu acht Stück in kürzester Zeit zu- und wieder weggeschaltet werden müssen. Eine manuelle Bedienung der Schaltgeräte für die Kompensationsspulen erscheint wegen der kur-zen Zyklen nicht durchführbar. Eine Automatisierung der Schalthandlungen ist (wenn überhaupt) wegen der Komplexität der Anforderungen, der erforderlichen Robustheit und Zuverlässigkeit nur sehr schwer realisierbar. Ein Fehler in der Automatisierung hat gravierende Auswirkungen auf die Netzsicherheit bzw. die Lebensdauer des Kabels. Bereits kurzzeitige Überschreitungen der zuläs-sigen Betriebsspannung des Kabels mindern die Garantieansprüche gegenüber dem Hersteller. Die alternative Lösung zu diskreten Kompensationsspulen stellen regelbare Spulen dar. Die tech-nische Lösung für regelbare Spulen sind TCR (Thyristor Controlled Reactor). Diese TCR sind für den Netzwiederaufbau ungeeignet, weil für das Funktionieren des TCR eine ausreichende Kurz-schlussleistung zur Verfügung stehen muss. Eine Netzwiederaufbausituation ist durch eine sehr geringe Kurzschlussleistung geprägt. Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) C.2. Welche zusätzlichen technischen Komponenten (Kompensationseinrichtungen, Muffen,

Abzweigen, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen u.a.) sind zum Betrieb von TVK (ab-hängig von der Anzahl der TVK) und VVK erforderlich, welcher Flächenbedarf ist zu er-warten, und welche betrieblichen Auswirkungen bzw. Rücksichtnahmen sind von diesen Komponenten zu erwarten?

Für das Kabel mit einem Querschnitt von 2.500 mm2 wird von einer technisch realisier-baren Legelänge von ca. 1.000 m ausgegangen. Muffen sind somit alle 1.000 m erforder-lich. Hinsichtlich der erforderlichen Kompensationsanlagen, einschließlich des Flächenbedarfs, erfolgen in Kapitel 3.4.1 sowie in Kapitel 3.6 ausführliche Erläuterungen. Die Errichtung zu-sätzlicher Kompensationsmaßnahmen stellt, insbesondere bei der Vollverkabelung, eine große Inanspruchnahme von Fläche dar. Im Rahmen dieser Studie sind dabei keine detail-lierten Standorte untersucht worden. Jede Kompensationsanlage wirkt wie ein Umspann-werk. Aus betrieblicher Sicht sind diese Anlagen auch entsprechend zu behandeln. Es muss eine für den Transport der Lasten geeignete Zufahrt geben, die komplette elektrische Anlage muss entsprechend der gültigen Normen gesichert werden. Die Kompensationsanlagen mit Leistungen bis ca. 200 MVar müssen je nach Verkabe-lungsgrad sehr häufig zugeschaltet werden. Damit sind Geräusche verbunden, die im Rahmen dieser Studie nicht näher untersucht worden sind. Hohe Geräuschpegel können durch entsprechende Auslegung der Spulen bzw. entsprechende Schutzbauten gemindert werden.


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Stellungnahme APG: Die im Text hier unterstrichenen Passagen werden in der Studie nicht behandelt. Keine Angaben erfolgten zu den Überwachungs- und Schutzeinrichtungen. Eine Darstellung der Übergangsbauwerke und -einrichtungen beim Übergang von der Freileitung in das Kabel erfolgte nicht. Die Frage ist nur zum Teil beantwortet, es bleiben Fragen offen.

C.3. Kann mit den o.g. technischen Komponenten garantiert werden, dass alle im Verbundnetz

auftretenden transienten Vorgänge wie Schaltvorgänge, Blitzüberspannungen und Kurz-schlüsse, welche sogar mehrfach täglich auftreten können, bei TVK und bei VVK wie im Betrieb der Freileitung beherrscht werden können sowie zu keinen Schäden am Kabel und zu keiner Herabsetzung der Lebensdauer des Kabels führen?

Die Untersuchung der transienten Vorgänge ist ein Schwerpunkt vorliegender Studie (Ka-pitel 3.4.4 und Kapitel 3.7). Es wird gezeigt, dass die Auswirkungen transienter Vorgänge beherrschbar sind. Allerdings muss diesem Thema im Engineering-Process eine hohe Aufmerksamkeit gewidmet werden. Der konsequente Einsatz von Cross-Bonding-Verbin-dungsmuffen mit entsprechend dimensionierten Überspannungsableitern ist eine wichtige Voraussetzung für die Beherrschung transienter Vorgänge. Diese Technologie ist kosten-intensiver als der Einsatz „einfacher“ Verbindungsmuffen, wurde aber bei der Kostenauf-stellung entsprechend berücksichtigt. Stellungnahme APG: Es wurden wohl grundsätzlich elektrotechnische Zusammenhänge angeführt, jedoch ohne die notwendigen Erhebungen der Betriebsmitteleigenschaften der bestehenden und auch über die Betriebsdauer der Kabelanlage zu erwartenden Netzkomponenten im Betrach-tungsgebiet. Eine Untersuchung von Resonanzen in den Netzknoten mit den Vielfachen der Grundwelle ist ebenfalls notwendig. Beide Untersuchungen wären mit entsprechenden Variationen der Zustände im Normalbetrieb und für den Netzwiederaufbau erforderlich.

C.4. Ist durch die o.g. transienten Vorgänge eine Beschleunigung des Alterungsprozesses und eine Erhöhung der Störanfälligkeit des Kabels und der zugehörigen Komponenten zu er-warten?

Transiente Überspannungen können in einem kurzen Zeitbereich hohe Spannungs-amplituden erreichen, wodurch eine Beanspruchung der elektrischen Festigkeit des Dielek-trikums hervorgerufen wird. Durchgeführte Langzeituntersuchungen an VPE-Kabeln haben gezeigt, dass elektrische Feldstärken bis 40 kV/mm keine negative Auswirkungen auf die Lebensdauer von 380-kV-VPE-Kabeln haben (Bild 3-107) /3-37/. Diese Feldstärken ent-sprechen in etwa der elektrischen Feldstärke bei der Bemessungs-Schaltstoßspannung. Mit den in dieser Studie vorgelegten Ergebnissen der Berechnung elektromagnetischer Ausgleichsvorgänge wird gezeigt, dass die maximalen Spannungen die Bemessungspegel deutlich unterschreiten. Somit sind die Beanspruchungen durch die elektrische Feldstärke niedriger als 40 kV/mm, woraus geschlussfolgert werden kann, dass durch transiente Vor-


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gänge sowohl eine Beschleunigung des Alterungsprozesses als auch eine Erhöhung der Störanfälligkeit des Kabels ausgeschlossen werden kann.

Bild 3-107: Lebensdauerkurve VPE-Kabel als Funktion der elektrischen Beanspruchung Stellungnahme APG: Für den unterstrichenen Textteil finden wir keine ausreichende Begründung in der Studie.

C.5. Die Konsequenzen dieser Auswirkungen sind detailliert hinsichtlich ihrer Wirkung auf das Gesamtsystem der Stromversorgung in Österreich durch netzbetriebliche Analysen im netzbetrieblichen Gutachten zu bewerten.

Ausführungen dazu im Teil Netzbetrieb. Stellungnahme APG: Im Teil Netzbetrieb erfolgt keine nähere Darstellung, sondern es wird wiederum auf die Punkte C.3. und C.4. rückverwiesen. Kabelanlagen können vor allem im Fall des Ver-sagens von Überspannungsableitern durch transiente Vorgänge sowohl akut (Durchschlag der Isolation) als auch latent (Lebensdauerverbrauch) geschädigt werden.

C.6. Welche konkreten Maßnahmen sind zu ergreifen, um die Kurzschlussfestigkeit bei TVK und

VVK langfristig zu sichern?

Durch Einsatz eines Kabels ergibt sich aufgrund der geringen Querschnitts- und somit der geringen Resistanzunterschiede (siehe auch C.1.) keine signifikante Auswirkung auf die Kurzschlussverhältnisse im betrachteten Netzabschnitt. Ein Ausbau mit Geräten mit einem Schaltvermögen von 63 kA sichert die Kurzschlussfestigkeit langfristig. Unberücksichtigt bleiben dabei jedoch Auswirkungen durch den Zubau von Erzeugerein-heiten im südlichen Teil der Leitung, durch die ein Beitrag zur Kurzschlussleistung, insbe-sondere in den UW Tauern und Pongau, zu erwarten ist. Stellungnahme APG: Ungeklärt bleiben die bei Kurzschlüssen bzw. bei AWE auftretenden Überspannungsphä-nomene, vor allem in einer Konfiguration mit mehreren Kabelabschnitten, die nicht unter-sucht wurden.

D.15. Welche netzbetrieblichen Rücksichtnahmen und Einschränkungen sind bei TVK des Lei-

tungszuges Tauern – Salzach neu zu treffen?


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Es gibt keine gesondert zu beachtende netzbetriebliche Rücksichtnahmen und Einschrän-kungen bei TVK des Leitungszuges Tauern – Salzach neu. Stellungnahme APG: Das von KEMA-Dresden vorgeschlagene Kabel stellt einen Engpass dar, wodurch Ein-schränkungen für den Betrieb der Salzburgleitung entstünden. Eine gemäß KEMA-Dresden-Vorschlag (teil-)verkabelte Leitung kann nicht alle Funktionen des 380-kV-Ringes übernehmen. Siehe auch Detailausführungen oben. Die Frage wurde nicht ausreichend beantwortet.

D.16. Welche netzbetrieblichen Rücksichtnahmen und Einschränkungen sind zu treffen bei Voll-verkabelung der 44 + 71 km langen Übertragungsleitung Tauern – Salzach neu? Es gibt keine gesondert zu beachtenden netzbetrieblichen Rücksichtnahmen und Ein-schränkungen bei VVK des Leitungszuges Tauern – Salzach neu. Stellungnahme APG: Grundsätzlich gilt das Gleiche wie unter D.15 angemerkt. Zusätzlich ergeben sich Er-schwernisse durch die lange Kabelstrecke, die in dieser Form einzigartig wäre. Die Frage wurde nicht ausreichend beantwortet.


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V.4.3. Besonderheit „Automatische Wiedereinschaltung“ (AWE)

bei Teilverkabelung Executive Summary Kein Nachweis für ausreichenden Überspannungsschutz erbracht Schalthandlungen und Netzstörungen (z.B. automatische Wiedereinschaltungen) können zu gefährlichen Überspannungen führen. Es wurde in der Studie nicht nachgewiesen, dass eine Teilverkabelung ausreichend gegen Überspannungen geschützt werden kann. Eine Teilverkabelung würde eine große Zahl an zusätzlichen störungsanfälligen Bauteilen mit sich bringen. In der KEMA-Dresden-Studie wird zudem ein Verfahren zur „automatischen Wieder-einschaltung) empfohlen, das verschärfte Überspannungsprobleme mit sich bringt. Es wird in der Studie ein Verfahren zur automatischen Wiedereinschaltung empfoh-len (ein-polige AWE bei 2-poligen Fehlern ohne Erdberührung), welches in der Pra-xis nicht ausreichend erprobt ist. Üblicherweise wird die 3-polige AWE angewandt, bei der allerdings auf der nicht vom Kurzschluss betroffenen Kabel-Phase eine ge-fährliche Restladung verbleiben kann, die bei der Wiederzuschaltung zu Überspan-nungen führt. Das bedeutet eine zusätzliche Gefährdung für das Kabel. Diese Restladungs-Problematik kann zu einer reduzierten Lebensdauer führen. Darüber gibt es derzeit keine gesicherten Erkenntnisse. Risiken: Durch nicht beherrschbare Überspannungen kann das Kabel einen Schaden neh-men, was einen langwierigen Ausfall nach sich ziehen kann Teilverkabelungen führen zu einer Reduktion der Zuverlässigkeit für die Leitungsverbin-dung und zu erheblichen Risiken, vor allem bei Versagen von Überspannungsableitern. Teilverkabelungen erfordern eine große Anzahl zusätzlicher aktiver und passiver Elemente (Kompensationsdrosseln, Stromwandler, Kabelmonitoring), die zusätzliche Quellen für Stö-rungen sein können. KEMA-Dresden-Studie im Original: Der letzte Absatz des Kapitels 3.4.4 lautet: „Die Anwendung der AWE auf teilverkabelte Leitungen ist grundsätzlich möglich. Es entstehen da-durch keine nachteiligen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit des Übertragungssystems.“ (KEMA-Dresden-Studie Übergebenes Original S.90 / Veröffentlichte Version S. 74)


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Kritik seitens APG: Es wird ein Verfahren zur automatischen Wiedereinschaltung (AWE) empfohlen, das in der Praxis nicht ausreichend erprobt ist. Eine exakte schutztechnische Erkennung des Fehlerortes (d.h. die Antwort auf die Frage: „Befindet sich die Fehlerstelle auf der Freileitung oder im Kabel?“) macht den Einbau von Stromwandlern an jedem Übergang Kabel-Freileitung und die Ausrüstung jedes Kabel-abschnitts mit Differenzialschutz erforderlich. Der technische Aufwand und die Berück-sichtigung der Kosten dieser Einrichtungen blieben in der KEMA-Dresden-Studie unberück-sichtigt. Ohne diesen Zusatzaufwand würde die Dauer der Verfügbarkeit der Leitungsverbindung sinken, da jede Störung auf der Leitung zu einer unbedingten Abschaltung führt. In der KEMA-Dresden-Studie wird des Öfteren auf die zwingende Notwendigkeit von Über-spannungsableitern hingewiesen, welche Auswirkungen ein defekter Über-spannungsableiter für das Kabel haben kann (z.B. Durchschlag der Isolation oder des Ka-belmantels), wird jedoch nicht näher beschrieben. Beim Ausfall eines Überspannungsablei-ters wäre das gesamte System zwingend abzuschalten. Die Funktionstüchtigkeit von Über-spannungsleitern lässt sich jedoch nicht gesichert überwachen. Dies führt zu einem Scha-densrisiko für das Kabel. Es wurde nicht nachgewiesen, ob der Kabelschirm auch bei schlechten Erdungsbedingun-gen gegen Überschläge zur Erde geschützt werden kann. Es werden „gesonderte Maßnahmen zum Überspannungsschutz“ gefordert; diese werden nicht näher definiert und nicht bewertet. Detaillierte Begründung der Kritik: Zu den Vorschlägen in der KEMA-Dresden-Studie in Kapitel 3.4.4 über den Leitungs-Schutz ist Folgendes richtigzustellen: Die Fehlerortbestimmung durch einen Distanzschutz (siehe Bemerkung zu den Schutzsystemen in Kapitel 3.4.4 unterhalb von Bild 3-27) weist eine begrenzte Genauigkeit auf, besonders bei ein-poligen Erdkurzschlüssen, weil bei diesen die Impedanz der Erdrückleitung eine nicht exakt be-stimmbare Größe darstellt. Die Grenze der AWE-Anwendung muss daher bis zu mehrere Kilo-meter vor dem Übergang zum Kabel liegen, d.h. dass auch Störungen auf diesem Freileitungs-abschnitt zu einer definitiven Abschaltung des Übertragungssystems führen würden. Die Leitung dürfte erst nach einer Fehleranalyse wieder in Betrieb genommen werden; im günstigsten Fall kann ein Blitzeinschlag in Leitungsnähe mit Hilfe von ALDIS sekundengenau geortet werden, was einen Zuschaltversuch zulässig macht. In allen anderen Fällen muss zuerst ein Fehler im Kabel mit Sicherheit ausgeschlossen werden, bevor die Wiederzuschaltung erfolgen darf. Während dieser Zeit besteht ein erhöhtes Risiko für einen Gesamtausfall des Doppelleitungssystems.


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Die Anwendung eines Differenzialschutzes wird daher zwingend erforderlich sein. Nach Wissen der APG wurde diese Schutzmethode erstmalig und bislang auch einmalig bei dem Kabel in Mai-land angewendet. Überspannungsableiter gehören erfahrungsgemäß nicht zu jenen Netzelementen, bei denen eine nahezu hundertprozentige Zuverlässigkeit vorausgesetzt werden kann. Ein defekter Überspan-nungsableiter führt entweder zu einem Erdkurzschluss mit Ausfall der Leitung (im Falle des Durch-legierens) oder bei einem Kabel zur fehlenden Schutzwirkung vor einer schädlichen Überspan-nungswelle (im Falle des Nichtleitens). Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) D.6. Welche netzbetrieblichen Risiken sehen Sie im Vergleich zur Freileitung durch die im Ver-

bundnetz auftretenden transienten Vorgänge wie Schaltvorgänge, Blitzüberspannungen und Kurzschlüsse, welche sogar mehrfach täglich auftreten können, bei TVK bzw. mehr-fachen VVK gegeben? Siehe hierzu Ausführungen zu den Fragenkomplexen C.3. und C.4. Stellungnahme APG: Transiente Vorgänge wurden für eine TVK mit nur einem Kabelteil modelliert. Das Ver-halten bei mehreren Kabelabschnitten ist damit ungeklärt. Alle beschriebenen Überspan-nungsphänomene bei Kurzschlüssen und Blitzschlägen führen nur dann zu keinen Schä-den an einer TVK, wenn alle Überspannungsableiter hundertprozentig konzeptgemäß funk-tionieren; es ist nicht klar, wie dieser Zustand gesichert dauerhaft aufrechterhalten werden kann. Die Überspannungsbeanspruchung bei einer dreipoligen AWE bei zweipoligem Kurz-schluss ist besonders kritisch; defekte Überspannungsableiter würden zu Schäden an der Kabelanlage führen.

Schutztechnik D.24. Welche Schutzmaßnahmen und -einrichtungen werden durch eine TVK und VVK im be-

trachteten Leitungsabschnitt und im Gesamtsystem notwendig? Für eine TVK wird das Schutzkonzept in grober Form in Kapitel 3.4.4 beschrieben. Für VVK kann ein zur Freileitung identisches Schutzkonzept angewendet werden, jedoch ohne A-WE. Stellungnahme APG: Das beschriebene Schutzsystem würde eine AWE wegen der Ungenauigkeit der Fehler-ortung auch auf Freileitungsteilen blockieren und somit wegen der erforderlichen Fehler-


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analyse vor Wiederzuschaltung zu längeren Ausfallszeiten führen. Zur Vermeidung dieser Ungenauigkeit wäre ein aufwändigeres Schutzsystem mit zusätzlich eingebauten Strom-wandlern an allen Kabelübergängen vorzusehen.

D.25. Für Freileitungen ist eine automatische Wiedereinschaltung (kurz als AWE bzw. auch Kurz-unterbrechung bezeichnet) völlig unproblematisch möglich. – Ist bei TVK und VVK eine AWE möglich und erprobt? Welche Risiken ergeben sich bei AWE für die Kabelstrecken und andere Komponenten? Die Möglichkeit der Anwendung einer AWE bei TVK wird in Kapitel 3.4.4 beschrieben. Risi-ken für die Kabelstrecken oder andere Komponenten ergeben sich mit dem beschriebenen Konzept keine. Bei VVK darf keine AWE angewendet werden, mit Bezug auf den Sinn des Einsatzes einer AWE in Freileitungsnetzen ist diese auch nicht erforderlich. Stellungnahme APG: Die Anwendung der AWE auf der gesamten Leitungsstrecke ohne Unterscheidung, ob der Fehler im Freileitungsteil oder im Kabel liegt, ist möglich, birgt aber die Gefahr der Ver-größerung eines Kabelschadens in sich. Die Aussage „Risiken für die Kabelstrecken oder andere Komponenten ergeben sich mit dem beschriebenen Konzept keine“ widerspricht dem Haupttext, in dem wiederholt auf die unbedingte Notwendigkeit des Anlagenschutzes durch Überspannungsableiter hingewiesen wird. Dort wird auch auf die Notwendigkeit weiterer Spezialuntersuchungen zur Auslegung des Überspannungsschutzes und zur Beurteilung von Resonanzerscheinungen verwiesen.


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V.4.4. Zusätzliche Komponenten erhöhen Ausfallrisiko Executive Summary Eine Freileitung ist durch Überspannungen nicht gefährdet. Das Kabel benötigt hin-gegen Überspannungsableiter, was auch in der KEMA-Dresden-Studie als zwingend erforderlich dargestellt wird. Auf Auswirkungen defekter Überspannungsableiter wird in der Studie jedoch nicht eingegangen. Ein bei einer Überspannung nicht ord-nungsgemäß ansprechender Überspannungsableiter würde zu Schäden am Kabel führen. Eine laufende Betriebsüberwachung der Überspannungsableiter hat sich in der Betriebspraxis der APG aber bereits als unzuverlässig und störanfällig erwie-sen. Für Teilverkabelungen würden eine große Anzahl zusätzlicher aktiver Komponenten (Überwachungseinrichtungen) und passiver Komponenten (Überspannungsableiter) erforderlich. Jede dieser zusätzlichen Komponenten birgt ein eigenes, spezifisches Ausfallsrisiko und führt dadurch zwangsläufig zu einem höheren Gesamt-Ausfallsrisiko einer Kabelanlage. Da es mit einer geringeren Verfügbarkeit, der Lei-tung gerechnet werden muss. Risiken: Das deutlich höhere Ausfallsrisiko durch zusätzliche Komponenten kann sich deut-lich negativ auf die Verfügbarkeit der Salzburgleitung auswirken. KEMA-Dresden-Studie im Original: In 3.7.3.4 steht als Zusammenfassung, Punkt 2: „Einschaltungen auf Restladungen bei unkompensiertem Betrieb führen aufgrund hoher Einschalt-ströme zu großen Überspannungen an den Übergabestellen Freileitungen – Kabel und am offenen Ende der Leitung. Diese Schaltungen sind nach Möglichkeit zu vermeiden. Bei Schalthandlungen in möglichen Netzkonfigurationen werden Überspannungsableiter zwingend notwendig.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 161 / Veröffentlichte Version, S. 145) In 3.7.5.4 steht als Zusammenfassung: „2. Die 3-polige AWE bei 2-poligem Fehler kann bei nicht kompensiertem Betrieb zu Schaltun-gen auf Restladungen und damit zu großen Amplituden in Strom und Spannung führen. Der Ein-satz von Überspannungsableitern an den Übergängen von Freileitung zum Kabel und an den En-den der Leitung wird unbedingt erforderlich.“ „3. Die Anwendung der ein-poligen AWE bei 2-poligem Fehler vermeidet die Zuschaltung auf Restladungen und führt demzufolge zu Reduzierungen der Beanspruchung der Betriebsmittel im Zuge der Leitung.“


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„4. Bei Ausgleichsvorgängen nach Fehlereintritt und Wiedereinschaltung sind über dem Kabel-mantel Beanspruchungen möglich, die zur Beschädigung führen können. Insbesondere schlechte Erdungsbedingungen mit hohen spezifischen Erdwiderständen im Hochgebirge verursachen auch bei installierten Überspannungsableitern hohe Schirm-Erde-Spannungen im Zuge des Kabels.“ „5. Zur Beherrschung hoher Beanspruchungen des Kabelmantels sind innerhalb der Projekt-planung gesonderte Maßnahmen zum Überspannungsschutz notwendig. Diese sollten in Abspra-che mit den Kabelherstellern erfolgen. Grundlage eines wirksamen Überspannungsschutzes kann die Definition abgesicherter Bemessungspegel für den Mantel spezifischer Teilstrecken sein.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 161, 162 / Veröffentlichte Version, S. 145, 146) In 3.7.6.4 steht als Zusammenfassung: „4. Rückwärtige Durchschläge als Folge der Spannungsanhebung der Erdungsanlage des Ü-berganges, z.B. am Kabelendmast, sind bei derzeitigem Kenntnisstand prinzipiell möglich. Vor Re-alisierung einer möglichen Teilverkabelung sind detaillierte Untersuchungen notwendig.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 177 / Veröffentlichte Version, S. 161) Kritik seitens APG: Zu 3.7.5.4 Punkt 4: Es gibt Spannungsverhältnisse, welche auch mit Überspannungsablei-tern nicht sicher beherrschbar sind. Dieser Sachverhalt wurde nicht in der Zuverlässig-keitsbetrachtung berücksichtigt. Zu 3.7.5.4 Punkt 5: Es sind umfangreiche Erdungs- und Abschirmungsmaßnahmen zur Be-herrschung solcher Beanspruchungen erforderlich; diese wurden in die Zuverlässigkeitsbe-trachtung nicht aufgenommen und finanziell nicht bewertet. Detaillierte Begründung der Kritik: Zu 3.7.3.4, Punkt 2, und 3.7.5.4, Punkt 2: Da manche Überspannungsphänomene bei kleiner Netz-Kurzschlussleistung noch höhere Ampli-tuden annehmen, sehen wir im Falle des Netzwiederaufbaues nach einem Blackout (sowohl bei Weiterschalten der UCTE-Spannung als auch vor allem bei Wiederaufbau im Inselbetrieb) ein be-sonderes Gefährdungspotenzial. Zu 3.7.5.4, Punkt 3: Aus Versuchen ist bekannt, dass diese Methode hohe Überspannungen an den geöffneten Leistungsschalterpolen hervorruft. APG wendet die einpolige AWE bei zweipoligen Kurzschlüssen ohne Erdberührung nur im 220-kV-Netz an, weil die 220-kV-Leistungsschalter ent-sprechend große konstruktive Reserven aufweisen. Zu 3.7.6.4, Punkt 4: Die Abschätzung der Häufigkeit stromstarker Blitze (Aussage KEMA-Dresden: ein Blitz > 150 kA in 850 Jahren) ist nur auf die sogenannte Schutzstrecke, das ist eine Fläche von


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1,3 km2, bezogen und nicht auf die gesamte Kabeltrasse. Tatsächlich werden „Superblitze“ mit > 100 kA vom Blitzortungssystem ALDIS wesentlich öfter registriert. Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau)

D.18. Es ist zu untersuchen, wie sich die unterschiedlichen Impedanzen einer TVK und VVK im

österreichischen 380-kV-Ring und für das Teilstück „Tauern – Salzach neu“ sowie auf die Zuleitungen zu den Netzknoten St. Peter, Salzach neu und Tauern auswirken. Das ist für den Normalbetrieb und für den Störfall (Ausfall benachbarter Leitungsverbindungen) zu un-tersuchen. Resonanz- und Stabilitätsfragen sind zu klären.

Die Untersuchungen werden in Kapitel 3.6 auf Basis von zwei Kabelsystemen mit einem Querschnitt von jeweils 2.500 m2 sowie zwei Freileitungssystemen mit einem Querschnitt von jeweils 3 x 635 mm2 durchgeführt. Aufgrund der relativ geringen Querschnittsunterschiede ergeben sich keine signifikanten Unterschiede der Impedanzen und damit auch keine wesentlichen Unterschiede im Last-flussverhalten. Stellungnahme APG: Die Untersuchungen basieren auf einem unterdimensionierten Kabel. Bei einer aus-reichenden Dimensionierung würden erhebliche Impedanz-Unterschiede zwischen Frei-leitung und Kabelanlage bestehen. Insbesondere Resonanz- und Stabilitätsfragen wurden in der Studie nicht behandelt.

D.20. Welche Maßnahmen (Schaltreihenfolge, Zu/Abschalten von Kompensationsspulen etc.)

sind beim Ein- oder Ausschalten von TVK und VVK zu berücksichtigen und wie weit wird der Netzbetrieb (Wartepersonal) im österreichischen 380-kV-Ring und für das Teilstück „Tauern – Salzach neu“ dadurch erschwert? Für das Ein- und Ausschalten der Kabelstrecken werden umfangreiche Ausführungen in Kapitel 3.7 dargelegt, speziell zur AWE in Kapitel 3.4.4. Fragen zum Netzbetrieb bein-halteten bereits die Fragen D.15. und D.16. Gesondertes Wartepersonal für das Schalten der Spulen ist nicht erforderlich. Stellungnahme APG: Siehe D.6.

D.21. Welche Besonderheiten ergeben sich beim Einsatz von mehreren TVK hinsichtlich Blitz- und Schaltüberspannungen an den Übergabestationen (Änderung der Wellenwiderstände, Reflexionen, Anforderungen an Überspannungsableiter etc.)? Siehe hierzu die umfangreichen Ausführungen in Kapitel 3.7.


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Stellungnahme APG: Siehe D.6.

D.22. Welches Übertragungssystem stellt hinsichtlich aller netzbetrieblich relevanten Gesichts-

punkte die beste, sicherste und zuverlässigste Lösung dar? Sowohl die Kabel- als auch die Freileitungslösung erscheinen als geeignet, die Anforde-rung an Versorgungssicherheit zu erfüllen. Stellungnahme APG: Die Antwort der KEMA-Dresden geht nicht auf die Frage ein. Es war zu beantworten, wel-ches Übertragungssystem die beste, sicherste und zuverlässigste Lösung darstellt. Darauf geht der Studienverfasser gar nicht ein. Mit Bezug u.a. auf die Studie von Prof. Oswald und auf die Ausarbeitung der KEMA/USA ist eindeutig die Freileitung die beste, sicherste und zuverlässigste Lösung.


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V.4.5. Einschränkungen des Netzbetriebes im Störfall verursachen hohe Engpass-

Management-Kosten Executive Summary In der KEMA-Dresden-Studie wird die Darstellung des volkswirtschaftlichen Scha-dens durch Einschränkungen beim Pumpbetrieb der großen Pumpspeicher-Wasserkraftwerke und der Stromerzeugung nicht berücksichtigt. So gibt es keine Aussagen über weitere Auswirkungen des Pumpverbotes (z.B. Mangel an Regel-energie, Hochwasserabfuhr), die nicht nur volkswirtschaftlich relevant sind, son-dern auch Auswirkungen auf den Netzbetrieb haben (keine Regelenergie vorhan-den). Risiken: Es drohen massive volkswirtschaftliche Kosten durch eine Erhöhung der Netztarife die Sicherheit, um die hohen zu erwartenden EPM-Kosten abdecken zu können. Darüber hinaus ist die Sicherheit des Netzbetriebes eingeschränkt. Eine Einschränkung bei der Einspeisung oder beim Pumpbetrieb von Pumpspeicherkraft-werken für die von KEMA-Dresden angenommenen ca. drei Wochen für den Fall einer Ka-belreparatur (wobei diese drei Wochen eine unrealistisch kurze Annahme sind, wie die be-kannten Kabelreparatur-Fälle leider beweisen) bedeutet einen sehr hohen volkswirt-schaftlichen Schaden für den Wirtschaftsstandort Österreich sowie eine Behinderung eines CO2-sparenden Einsatzes der Pumpspeichertechnologie (die Ersatzbeschaffung von elek-trischer Energie aus thermischen Kraftwerken wird erforderlich, überschüssige Windener-gie kann nicht zwischengespeichert werden). KEMA-Dresden-Studie im Original: Die KEMA-Dresden-Studie führt zur Einschränkungen beim horizontalen Transport an: „Einschränkungen können sich möglicherweise bei horizontalen Transporten sowie bei der Ein-speisung bzw. beim Pumpbetrieb der Pumpspeicherkraftwerke ergeben. Diese Einschränkungen gelten jedoch grundsätzlich auch bei einem Common-Mode-Fehler des Freileitungssystems. Auf-grund der gegebenen Notsituation sollte vorgenannter und zeitlich befristeter Fall im UCTE-Verbund durch geänderte Fahrpläne und Sonderschaltungen lösbar sein.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 216 / Veröffentlichte Version, S. 200)


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Kritik seitens APG: Die langen Kabelreparaturzeiten (die von der KEMA-Dresden-Studie angegebenen drei Wo-chen erscheinen aus bisher vorliegenden Erfahrungen als viel zu kurz angenommen) führen zu netztechnischen Engpässen, die nur durch massive Eingriffe in den Markt beherrscht werden können. Wochenlange Pumpverbote, Einspeisereduktion, eventuell sogar inner-österreichische Auktionierungen von verfügbaren Transportkapazitäten sind die Folge. Besonders gravierend ist die Phase des Kabeltausches am Ende der Lebensdauer des Ka-bels (nach ca. 40 Jahren). In dieser Phase ist mit mehrjährigen Einschränkungen zu rech-nen. Die Speicherbewirtschaftung wird erheblich gestört. Die für die Einhaltung der Balance zwi-schen Aufbringung und Verbrauch notwendige Regelenergie steht nicht mehr im aus-reichenden Maß zur Verfügung und gefährdet somit die Stabilität der gesamten Regelzone. Ein reduzierter Pumpbetrieb kann negative Auswirkungen bei Hochwasserereignissen ha-ben. Common-Mode-Fehler heißt, dass das Kabel oder die Freileitung als Ganzes ausfällt. Bei Common-Mode-Fehlern ist die Freileitung die wesentlich bessere Variante, da die Repa-raturzeiten des Kabels wesentlich länger sind. Detaillierte Begründung der Kritik: Der 380-kV-Leitung von St. Peter nach Tauern kommt neben der Sicherung der Versorgung in Ös-terreich, insbesondere für den Raum Salzburg und Kärnten, zweifellos auch eine sehr hohe inter-nationale Bedeutung zu. Diese Leitung stellt eine leistungsstarke Verbindung zwischen dem deut-schen Netz, das durch stochastisch auftretende Überschüsse von Windenergie gekennzeichnet ist, und den großen Pumpspeicherkraftwerken in den Alpen dar. Eine leistungsstarke Salzburgleitung ist somit auch ein wichtiges Element zur Integration der Windenergie in das elektrische Energie-system. Jede Einschränkung (mangelnde Leitungskapazität, Reparatur, Kabeltausch ...) hemmt oder unterbindet die Möglichkeit, Windenergie in großem Umfang zwischenzuspeichern. Die ambi-tionierten Klimaschutzziele der EU sind aber nur unter Ausnutzung aller technischen Möglichkeiten erreichbar. Eine Behinderung des Leistungsaustausches zwischen sauberer Windenergie und sauberer Energie aus Pumpspeicherkraftwerken hat direkte Auswirkungen auf die Klimaschutzzie-le der EU. Siehe dazu auch die beiliegende Studie von Prof. Brauner (Beilage 5, Studie von O.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner zu „Die Salzburgleitung – ihre langfristige Bedeu-tung für die Versorgungssicherheit Österreichs“). Bei einem Elementarereignis kann es zu Mastumbrüchen und damit zu einem Doppelausfall von Freileitungssystemen kommen. In diesem Fall ist die APG ist in der Regel in der Lage in ca. 60 Stunden eine provisorische Verbindung mit Hilfe eines bereitstehenden Notgestänges herzustel-len. Die Beherrschung eines solchen Doppelausfalls macht umfangreiche Eingriffe in den Markt er-forderlich (Pumpverbot, Erzeugungseinschränkungen). Diese Sondermaßnahmen sind für kurze Zeiträume noch vertretbar, nicht aber für viele Wochen.


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Eine mindestens dreiwöchige Abschaltung bei Kabelreparatur (wie von KEMA-Dresden ange-nommen und aus APG-Erfahrungen viel zu gering eingeschätzt) oder gar eines Kabeltausches (mehrere Jahre) verursachen netztechnische Engpässe, für deren Beherrschung umfangreiche, lang anhaltende Eingriffe in den Markt notwendig werden. Dies bedeutet einen enormen volkswirt-schaftlichen Schaden und beeinträchtigt das UCTE-Netz über Jahre. Beispiel: Pumpverbot: Dabei untersagt der Übertragungsnetzbetreiber dem Betreiber eines Pump-speicherkraftwerks den Einsatz der Pumpen für eine bestimmte Zeit. Er hat dafür den Kraftwerks-betreiber in Höhe des daraus resultierenden wirtschaftlichen Schadens zu entschädigen. Unter moderaten Annahmen führt eine Einschränkung des Pumpbetriebes von 1.000 MW über drei Wo-chen während der Nachstunden (je 6 Stunden in Summe 126 Stunden), bewertet mit Engpass-kosten von 26 EUR/MWh, führt diese Maßnahme zu einem Schaden von 3,276 Millionen EUR. Transferiert man diese Überlegung auf den in ca. 40 Jahren nach Ablauf der Lebenszeit des Ka-bels notwendigen Tausch, kommt man auf Basis heutiger Kosten auf einen Betrag von 37,44 Milli-onen EUR (nach heutigem Berechnungsstand), selbst wenn man dabei die Nichtverfügbarkeit ei-nes Kabels mit nur einem Jahr ansetzt und die Einschränkung für 1.000 MW Pumpleistung nur während 20 Tagen pro Monat in den Nachtstunden für notwendig erachtet. Die Kosten für Erzeu-gungseinschränkungen können noch deutlich höher sein, vor allem auch wenn man eine Preisstei-gerung über den Zeitraum von 40 Jahren berücksichtigt. Die über einen längeren Zeitraum reduzierte oder fehlende Möglichkeit der Speicherbewirt-schaftung hat auch Auswirkungen auf die Verfügbarkeit von Regelenergie, die für den Ausgleich von Aufbringung und Bedarf und damit für die Stabilität des Systems dringend benötigt wird. Pumpspeicherkraftwerke liefern darüber hinaus einen wichtigen Beitrag zum Hochwasserschutz. Durch Hochpumpen in höher gelegene Stauseen werden Hochwasserspitzen abgeflacht. Ist dies wegen Netzrestriktionen nicht oder nur eingeschränkt möglich, kann dieses Wasser nicht zurück-gehalten werden und stellt in der Folge für die Siedlungsgebiete entlang der gesamten Fließ-strecke eine zusätzlich Belastung dar. Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) D.4. Können die im Operation Handbook der UCTE geforderten Sicherheitskriterien bzw. die

umfassende Sicherheitsorientierung mit dem 380-kV-Höchstspannungsring in Österreich durch den Einsatz von TVK bzw. VVK im selben Umfang wie bei einer Freileitung einge-halten werden?

Dazu zählen u.a. Abschnitt A: Das (n-1)-Sicherheitskriterium


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• Kriterium C1.1: Der Ausfall eines Übertragungselementes darf die Betriebssicher-heit nicht gefährden oder zu kaskadenartigen Folgeausfällen führen, wobei nicht nur die eigenen Netzgebiete, sondern auch benachbarte Systeme zu betrachten sind.

• Bedingung R1.2: Bei Verletzung dieses (n-1)-Kriteriums ist so schnell wie möglich der sichere Systemzustand wiederherzustellen. Eine eventuelle Verzögerung ist den benachbarten Netzbetreibern zu melden.

• Voraussetzung R3.1: Alle Bestandteile einer Übertragungsleitung müssen für die maximale Übertragungsfähigkeit geeignet sein, und es dürfen nicht einzelne Ele-mente einen „Flaschenhals“ (d.h. eine Schwachstelle) bilden.

Abschnitt C: Abschaltung von Kurzschlüssen

• Bedingung R3.5: Alle wichtigen Leitungen sind mit einpoliger automatischer Schnellwiedereinschaltung und normalerweise auch mit dreipoliger Wiederein-schaltung zu betreiben.

Eine weitere Verschärfung dieser Vorschriften und eine EU-weite Verrechtlichung dieser Sicherheitsregeln sind bis spätestens 2008 zu erwarten. Alle vorgenannten Kriterien und Bedingungen wurden in dieser Studie beachtet und ent-sprechend berücksichtigt. Auf die Bedingungen der Übertragung hoher Ströme im Bereich größer 3.000 A wird in Kapitel 3.6 sowie bei der Kostenabschätzung in Kapitel 3.8 einge-gangen. Hinsichtlich der „Bedingung R1.2“ werden bereits im Fragenkomplex C.8. entsprechende Ausführungen gemacht. Die Thematik der Abschaltung von Kurzschlüssen wird in Kapitel 3.7.5 untersucht. Stellungnahme APG: Die Regeln der UCTE sind zwingend zu erfüllen. Die von KEMA-Dresden vorgeschlagenen Kabelvarianten stellen einen Flaschenhals in der Leitungsverbindung St. Peter – Salzach – Tauern dar. Insbesondere während Kabelreparaturen sind. Einsatzbeschränkungen für Kraftwerke und andere Engpass-Management-Maßnahmen über mehrere Wochen erfor-derlich. Dafür sind Kosten bis zu einer Million EUR pro Woche zu veranschlagen.

D.8. Es ist anzugeben, wie hoch die Nichtverfügbarkeit von 380-kV-Freileitungen und 380-kV-

Kabeln ist. Bei Kabelsystemen (TVK und VVK) sind neben einer Gesamtbetrachtung des Systems auch Angaben zu den einzelnen Komponenten zu machen (z.B. Kabel, Muffen, Endverschlüsse, Übergangsbauwerke, Schutz- und Überwachungseinrichtungen etc.). Siehe hierzu Ausführungen zu den Fragenkomplexen D.2. und D.3. Für einzelne Komponenten können aufgrund bislang für Höchstspannungskabel nicht vor-handener statistischer Kennziffern keine detaillierten Aussagen gemacht werden. Aus-gehend von der z.B. in Deutschland öffentlich verfügbaren Schadens- und Störungsstatistik sind nur Angaben zu einzelnen Betriebsmitteln, nicht jedoch zu einzelnen Komponenten dieser Betriebsmittel verfügbar. Für Leitungen werden die entsprechenden Angaben je km Leitungslänge aufgeführt, dabei jeweils unterschieden nach Kabel und Freileitungen.


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Stellungnahme APG: Die Nichtverfügbarkeit von Kabelanlagen wurden in der KEMA-Dresden-Studie unrichtig und im Widerspruch zu geltenden Normen dargestellt. Die von der KEMA-Dresden ver-wendete Störstatistik ist für die Beurteilung der Zuverlässigkeit von Kabeln nicht geeignet.

D.9. Wie wirken sich unterschiedliche Nichtverfügbarkeiten von Freileitungen und Kabeln im ös-

terreichischen 380-kV-Ring, im gesamten APG-Netz und für das Teilstück „Tauern – Salz-ach neu“ aus? Die Auswirkung der Nichtverfügbarkeit eines einzelnen Systems wird in Kapitel 3.6 unter-sucht. Die Nichtverfügbarkeit entspricht dabei dem (n-1)-Fall, dem Ausfall eines Betriebs-mittels. Es wird gezeigt, dass der Ausfall eines Systems auf der Leitung „Tauern – Salzach neu“ in den planerisch kritischen Szenarien keine nachteiligen Auswirkungen auf das Höchstspannungsnetz im Bundesland Salzburg hat. Aus vereinbarten Datenschutzgründen werden in der Studie die Ergebnisse nur in konzentrierter Form dargestellt. Die Berechnungen wurden für das komplette österreichische Höchstspannungsnetz ent-sprechend des entwickelten Netzmodells vorgenommen, wodurch nachgewiesen werden kann, dass auch für das gesamte APG-Netz keine nachteiligen Auswirkungen bei Ausfall eines Systems der Leitung „Tauern – Salzach neu“ entstehen. Stellungnahme APG: Die um ein Vielfaches längeren Reparaturzeiten eines Kabels gegenüber einer Freileitung erhöhen selbstredend die Wahrscheinlichkeit, dass in diesem (längeren) Abschaltzeitraum ein weiters System im 380-kV-Ring ausfällt (insbesondere das parallele Kabelsystem – Ka-belsysteme sind erfahrungsgemäß durch Bauarbeiten in Trassennähe besonders gefähr-det). Dieses erhöhte Risiko ist insbesondere bei den Kosten für die notwendigen Engpass-maßnahmen entsprechend zu berücksichtigen.


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V.4.6. Hohes Risiko für einen in Folge eines Kabelausfalles geschwächtes Netz bei

nationalen/internationalen Störfällen Executive Summary Die von KEMA-Dresden vorgeschlagenen unterdimensionierten Kabelvarianten würden schon im Normalbetrieb wegen der geringeren Übertragungsfähigkeit des Kabels einen Engpass für erforderliche Energietransporte im 380-kV-Sicherheitsring darstellen. Während eines langwierigen Kabelausfalls stellt die Verkabelung aber ein unzumutbar hohes Risiko für den Netzbetreiber im Ausnahmezustand (z.B. bei großräumigen Ausfällen im benachbarten Ausland) dar. Aber selbst bei korrekter Dimensionierung des Kabels bestünde aufgrund der größeren Nichtverfügbarkeit als bei Freileitungen ein erhebliches Risiko für den Netzbetrieb, wodurch weitere Reservesysteme erforderlich wären. Risiken: Nichtbeherrschbarkeit des Ausnahmezustandes Die hohe Ausfallsdauer des Kabels im Schadensfall schränkt die Transportfähigkeit des Netzes ein und führt zu Mehrbelastungen von benachbarten Betriebsmitteln. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass es im Zeitraum von langen Kabelreparaturen zu weiteren Ausfällen von Betriebsmitteln (Lei-tungen oder Kraftwerke) und damit zu weiteren Risiken für den Netzbetrieb kommen kann. Während der Kabelreparaturen muss ein eingeschränkter Betrieb über mehrere Monate akzeptiert werden können. Für Erdkabelleitungen existieren keine Notmaßnahmen, mit Hilfe derer die defekte Kabelstrecke überbrückt werden kann (Notgestänge für Freileitungen gibt es hingegen; dadurch kann eine Reduktion des Engpass-Managements bzw. eine Entlastung des Betriebes erfolgen). Dadurch steigt das Risiko, dass kritische Situationen im nationalen und internationalen Über-tragungsnetz nicht mehr beherrschbar sind. Um großräumige Störungen beherrschen zu können, ist ein uneingeschränkter Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken unbedingt erforderlich. Dies zeigte sich beim Leitungsausfall Heviz – Tumbri (Verbindungsleitung Ungarn – Kroatien) am 27.08.2003, als nur durch einen Notstart des Kraftwerkes Malta (Kärnten) die Versorgungssicherheit aufrecht-erhalten werden und ein Kaskadeneffekt für Europa verhindert werden konnte. Wäre die Leistung des Kraftwerkes Malta in dieser Situation durch eine beschädigte Kabelleitung nur eingeschränkt abtransportierbar gewesen, wären die Auswirkungen dieser Störung auf das österreichische Netz nicht mehr beherrschbar gewesen. Folgende Beispiele von Störszenarien stellen ein potenzielles Risiko für die Versorgungssicherheit dar und erfordern eine uneingeschränkte und redundante Verfügbarkeit des Übertragungsnetzes:


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• Bei lang andauernden Hitzwellen sowie Trockenheit über Europa erzeugen die Laufkraftwerke nur Bruchteile ihrer Engpassleistung. Weiters können kalorische und nukleare Kraftwerke aufgrund des Mangels an Kühlflüssigkeit nicht mehr betrieben werden. In solchen Fällen muss das Übertragungsnetz über nationale und internati-onale Verbindungsleitungen die erforderliche Leistung zu den Verbraucherschwer-punkten transportieren können.

• Bei extremen Hochwassersituationen können Laufkraftwerke, die das Rückgrat der

österreichischen Stromproduktion darstellen, nicht mehr oder nur noch im geringen Ausmaß erzeugen. In solchen Fällen muss das Übertragungsnetz über nationale und internationale Verbindungsleitungen die erforderliche Leistung zu den Verbrau-cherschwerpunkten transportieren können.

• Bei Frequenzabweichungen durch Netzstörungen in Folge von Leitungs- und/oder

Kraftwerksausfällen muss die erforderliche Regelenergie über das Übertragungs-netz transportiert werden können.

• Bei Netzstörungen im benachbarten Ausland kann es erforderlich sein, möglichst

viel Kraftwerkskapazität zu aktivieren. Dies ist notwendig, um einerseits die Auswir-kungen der Störung auf Österreich zu minimieren sowie andererseits ausländische Partner bei der Störungsbehebung zu unterstützen bzw. für einen möglichen Netz-wiederaufbau in Österreich vorbereitet zu sein. Auch dafür ist ein starkes Übertra-gungsnetz erforderlich.

• Naturkatastrophen können Netzstörungen verursachen, z.B. Vermurungen und

Hangrutschungen, Überschwemmungen und Hochwässer, Waldbrände, Lawinen etc.

In allen diesen Fällen muss ein stabiles Übertragungsnetz imstande sein, die erforderlichen Ener-giemengen zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit transportieren zu können. Das be-deutet, dass dieses Übertragungsnetz eine hohe Verfügbarkeit aufweisen muss und eventuelle Schadensfälle in möglichst kurzer Zeit repariert sein müssen. Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) D.17. Welche Anforderungen muss der österreichische 380-kV-Ring und das Teilstück „Tauern –

Salzach neu“ im Unterschied zu einer Zu- bzw. Stichleitung (Kraftwerksleitung, Stadt-anspeisung) erfüllen? Im Gegensatz zu einer Sticheinbindung für Kraftwerksanschlüsse bzw. zur Versorgung sin-gulärer Lasten hat der Leitungszug „Tauern – Salzach neu“ die Aufgabe des horizontalen Leistungstransportes in der APG-Regelzone. Mit Ausbau des Netzes Richtung Italien er-höht sich die Bedeutung auf internationale Leistungstransite, vornehmlich in Nord-Süd-Richtung. Darüber hinaus erfolgt durch den Leitungszug die Netzanbindung mehrerer PSW. Daraus ergibt sich eine stark volatile Leitungsauslastung, jeweils bedingt durch Ge-


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nerator- bzw. Pumpbetrieb der Maschinen. In Folge der Volatilität kann sich die Leis-tungsrichtung am Tag mehrmals ändern, wodurch auch der Leerlauffall mehrmals auftritt. Stellungnahme APG: Die Anforderungen an Kraftwerksleitungen oder eine Stadteinspeisungen sind durch die konkrete Kraftwerksleistung bzw. den erwarteten Verbrauch in der zu versorgenden Stadt gekennzeichnet. Eine Unterdimensionierung des Kabels bleibt in ihren Auswirkungen auf den Kraftwerksbetreiber bzw. auf die wirtschaftliche Entwicklung der konkreten Stadt be-schränkt. Hingegen hätten im Übertragungsnetz eine unzureichend dimensionierte und/oder unzuverlässige Übertragungsleitung dementsprechend weiter reichende Folgen für die Versorgungssicherheit Österreichs. Richtigerweise führt KEMA-Dresden aus, dass die Belastung der Salzburgleitung volatil und primär marktgetrieben ist, insbesondere wird der massive Einfluss der zahlreichen, leistungsstarken Pumpspeicherkraftwerke in Salzburg und Kärnten betont. Bei Kabeln re-sultieren daraus Probleme bei der Spannungshaltung. Im Transportnetz sind wesentlich volatilere Belastungsverhältnisse als bei städtischen Net-zen vorauszusetzen. Die Belastung kann in Größe und Richtung häufig wechseln, kann aber andererseits auch über längere Zeiten auf hohen Belastungswerten verharren, sodass die Berücksichtigung eines „Belastungsfaktors“ (z.B. m = 0,7 wie in der Studie) nicht ge-rechtfertigt und auch nicht üblich ist.

D.19. Es ist zu untersuchen, auf welche Weise die Integration in das bestehende nationale und

internationale Übertragungsnetz garantiert werden kann. Es sind auch die nationalen Er-zeugungs- und Verbrauchssituationen zu berücksichtigen. Siehe dazu Ausführungen in Kapitel 3.6. Stellungnahme APG: Die Frage wurde nicht ausreichend beantwortet. Dadurch, dass KEMA die von APG vorge-gebenen Szenarien abgeändert hat kann APG mit der KEMA vorgeschlagenen Kabelvari-ante die nationalen und internationalen Aufgaben nur eingeschränkt erfüllen.


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V.4.7. Risiko bei Schalthandlungen im Speziellen bei Netzwiederaufbau Executive Summary Im Zuge der KEMA-Dresden-Studie wurden keine ausreichenden Untersuchungen betreffend Netzwiederaufbau durchgeführt. Dies betrifft insbesondere schwingungs-fähige Gebilde bei besonderen Schaltzuständen. Risiken: Gerade beim Netzwiederaufbau besteht die Gefahr von Rückzündungen in Schal-tern, die zu gefährlichen Überspannungen führen können. KEMA-Dresden-Studie im Original: Die KEMA-Dresden-Studie führt zum Risiko bei Schalthandlungen an: „Bei großer Spannungsanhebung (vor dem Schaltvorgang) sind Rückzündungen der Schalterstre-cke bei niedriger Kurzschlussleistung am Anschlusspunkt als Folge des netzseitigen Ausgleichs-vorganges und des FERRANTI-Effekts denkbar.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 164 / Veröffentlichte Version, S. 148) „Bei Ausgleichsvorgängen nach Fehlereintritt und Wiedereinschaltung sind über dem Kabelmantel Beanspruchungen möglich, die zur Beschädigung führen könnten. Insbesondere schlechte Er-dungsbedingungen mit hohen spezifischen Erdwiderständen im Hochgebirge verursachen auch bei installierten Überspannungsableitern hohe Schirm-Erde-Spannungen im Zuge des Kabels.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 178 / Veröffentlichte Version, S. 162) „Nicht untersucht wurden im Rahmen dieser Studie mögliche schwingungsfähige Gebilde aufgrund plötzlich geänderter topologischer Situationen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 224 / Veröffentlichte Version, S. 208) Kritik seitens APG: Die Unsicherheiten des Kabelbetriebes sind besonders beim Netzwiederaufbau gefährlich (siehe auch Beilage 3, Stellungnahme von DI Helmut Reisinger (ETR) zum „Gutachten zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung ,,St. Peter - Tauern" im Bundesland Salz-burg“).


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Detaillierte Begründung der Kritik: Das Netzwiederaufbaukonzept bei APG berücksichtigt zwei Ausgangssituationen: Bei der ersten geht die APG davon aus, dass von einem angrenzenden Übertragungsnetzbetreiber in vertretbarer Zeit Spannung in ausreichender Qualität zur Verfügung gestellt werden kann. Diese wird dann schrittweise weitergeschaltet, bis das gesamte vom Übertragungsnetz der APG versorg-te Gebiet wieder versorgt ist. Die zweite sieht für den Fall, dass die erste Variante nicht zur Verfügung steht, den Inselaufbau mit sogenannten „schwarzstartfähigen“ Kraftwerken vor. Mit den leistungsregelbaren Kraftwerken im SAKA Netz (110-kV-Teilnetz im Raum Kaprun) ist es möglich, eine regionale Insel aufzubauen. Mit dieser können möglichst rasch über das UW Tauern und das UW Salzach die Stadt Salzburg und in weiterer Folge über das UW St. Peter die sogenannte Donauschiene und damit die Erzeugungs- und Versorgungsschwerpunkte im Norden und Osten Österreichs erreicht werden. Jede auch nur geringfügige Verzögerung hat für die nicht versorgten Gebiete starke Auswirkun-gen. Das APG-Netzwiederaufbaukonzept ist auf Basis von Freileitungen aufgebaut, wo lange Ab-schnitte relativ rasch bespannt werden. Verzögerungen durch vorhergehende möglichst genaue Kompensation von Kabelstrecken sind für eine rasche Wiederversorgung sehr hinderlich. Eine regionale Insel (z.B. SAKA-Netz) hat naturgemäß eine sehr kleine Kurzschlussleistung. Das SAKA-Netz wird laut Netzwiederaufbaukonzept über Leitungsverbindungen nach UW Salzach und UW St. Peter weitergeschaltet. Für den Fall einer Vollverkabelung bzw. Teilverkabelung wird in der Studie darauf hingewiesen, dass insbesondere bei kleinen Kurzschlussleistungen und nicht oder schlecht kompensierten Kabelstrecken die Gefahr von Rückzündungen der Leistungsschalter bei (niemals auszuschließenden) Ausschaltvorgängen auftreten. Blackouts sind gerade dann möglich, wenn äußerst schlechte meteorologische Bedingungen (Sturm, Eisregen, Muren, heftige Gewitter etc.) vorherrschen. Im Zuge des Netzwiederaufbaues können daher immer wieder Störungen auf-treten, wo ggf. Schutzgeräte Betriebsmittel abschalten bzw. eine AWE (einen automatischen Wie-dereinschaltungsvorgang) einleiten. Sollte dabei der Leistungsschalter durch Rückzündung be-schädigt werden, ist ein rascher Netzwiederaufbau auf diesem Leitungszug schwerwiegend be-hindert. In der KEMA-Dresden-Studie wurde mit einer kleinsten Kurzschlussleistung von 7 GVA gerechnet. Diese erscheint für ein Netzwiederaufbauszenario im Inselbetrieb als viel zu groß. Aus den Ergeb-nissen geht hervor, dass mit sinkender Kurzschlussleistung das Risiko für Rückzündungen steigt. Bei Betrachtung des Bildes 3-76 (siehe KEMA-Dresden-Studie Übergebenes Original S. 165 / Ver-öffentlichte Version S. 149 - Gegenüberstellung der Einschwingspannung und der Wieder-verfestigung) fällt auf, dass die Kurve für Kurzschlussleistung von 7 GVA ein deutlich höheres Schwingungsverhalten aufweist als die Kurve mit 33 GVA. Dieser Kurvenverlauf erweckt den Ein-druck, dass ein schwingungsfähiges Gebilde möglich ist. Hier wäre zu untersuchen, wie sich beim Netzwiederaufbau das kleine SAKA-Netz (im Extremfall mit nur wenigen Generatoren und einer


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Kurzschlussleistung von maximal 0,8 GVA) im Zusammenspiel mit einer voll- bzw. teilverkabelten Verbindung UW Tauern nach UW Salzach verhält. Folgt man den Ausführungen der Studie, be-steht in diesem Fall ein erhöhtes Risiko, dass Leistungsschalter bei einem AWE- Vorgang Scha-den erleiden. Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) D.5. Es ist darzustellen, mit welchen Maßnahmen die (n-1)-Sicherheit auch unter Einsatz von

TVK und bei einer VVK im gleichen Maße wie bei einer Freileitung garantiert und bei einem Leitungsausfall wiederhergestellt werden kann. Der Nachweis der Einhaltung der (n-1)-Sicherheit erfolgt in Kapitel 3.6. Es wird darauf hin-gewiesen, dass bei höheren Strömen, als durch die Lastflussuntersuchungen ermittelt, al-ternative Höchstspannungskabelsysteme zum Einsatz kommen können. Die jeweiligen Systeme werden hinsichtlich der Anzahl der Systeme und der Teilleiter benannt. Mögliche Maßnahmen bei einer Kabelstörung werden in den Fragenkomplexen C.8. und C.10. beschrieben. Stellungnahme APG: APG und FGH-Mannheim kommen auf wesentlich höhere Belastungswerte, als die KEMA-Dresden-Studie in Kap. 3.6 nennt. Das Kabel ist unterdimensioniert, auch die Alternativen.

D.10. Ist das Netzwiederaufbaukonzept für Österreich auch durch TVK und VVK in der be-

stehenden Form anwendbar? Kann garantiert werden, dass der Netzwiederaufbau durch TVK und VVK nicht erschwert oder verzögert wird? Beim Netzwiederaufbau im Bundesland Salzburg wird davon ausgegangen, dass die In-betriebnahme des Höchstspannungsnetzes ausgehend von den schwarzstartfähigen Ma-schinen im Bereich Kaprun, Lienz und Malta erfolgt. Zum Zeitpunkt der Zuschaltung befin-den sich die Leitungen nahezu im Leerlauf. In Kapitel 3.6 wurden diese Szenarien exakt nachgebildet. Es wird gezeigt, dass mit den vorgesehenen Kompensationsanlagen, die parallel zum Ka-bel zugeschaltet werden müssen, keine unzulässig hohen Spannungspegel auftreten. Der Blindleistungshaushalt im Leerlauf ist ausgeglichen. Somit ist die abschnittsweise Inbe-triebnahme der Leitung von Süd in Richtung Nord, einschließlich der partiellen Zuschaltung von Lasten, möglich. Eine Erschwerung oder Verzögerung des Netzwiederaufbaus durch TVK oder VVK ist nicht erkennbar.


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Stellungnahme APG: Überspannungsprobleme durch Schaltvorgänge während eines Netzwiederaufbaus und Kurzschlüsse sind wegen der sehr geringen Netz-Kurzschlussleistung noch wesentlich kri-tischer als im Normalbetrieb. Eine ausreichend genaue Kompensation der Blindleistung (Ladeleistung) ist mit den vorgeschlagenen 200-MVAr-Drosselspulen nicht möglich, da die-se zu hohe Spannungssprünge und damit einen neuerlichen Netzzusammenbruch hervor-rufen würden. Nach Ansicht der APG erschweren Kabel einen Netzwiederaufbau wesentlich. Auf die Problematik der kleinen Kurzschlussleistung wird besonders verwiesen.

D.11. Welche Auswirkungen haben TVK und VVK bei Großstörungen und bei der nachfolgenden

Wiedersynchronisierung (wie am 04.11.2006 im UCTE-Netz vorgefallen)? Wenn, wie empfohlen, schalt- und regelbare Kompensationseinrichtungen verfügbar sind, ergibt sich damit die Möglichkeit, einen ausgeglichenen Blindleistungshaushalt für jeden Lastzustand herstellen zu können. Somit kann auf plötzlich geänderte Lastflusssituationen, z.B. durch kaskadenartigen Ausfall benachbarter Leitungen, reagiert werden. Insofern sind bei TVK und VVK bei einer auf eine Großstörung folgenden Wiedersyn-chronisierung aus stationärer Sicht keine Probleme zu erwarten. Nicht untersucht wurden im Rahmen dieser Studie mögliche schwingungsfähige Gebilde aufgrund plötzlich geänderter topologischer Situationen. Hierzu sind gesonderte Unter-suchungen erforderlich. Stellungnahme APG: Die Empfehlung, regelbare Kompensationseinrichtungen zu verwenden, geht an den Be-dürfnissen des Netzwiederaufbaues völlig vorbei; die dabei eingesetzten Stromrichter brau-chen eine Mindest-Kurzschlussleistung zu ihrer Kommutierung, welche während des Netz-wiederaufbaus (und erst recht bei Aufbau im Inselbetrieb) nicht zur Verfügung steht.


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V.4.8. Risiken durch ein geschwächtes Netz bei kompletter Neuverlegung am Ende

der Lebensdauer des Kabels Executive Summary: Die von KEMA-Dresden vorgeschlagene Vorgangsweise bei der Neuverlegung des Kabels am Ende der Lebensdauer ist vollkommen ungeeignet und würde einer mas-siven Gefährdung der Versorgungssicherheit gleichkommen. Scheinbar geht die KEMA-Dresden auch hier von einer unrichtigen Beurteilung der energiewirtschaftli-chen Situation aus. Die netzbetriebliche Bedeutung der Salzburgleitung lässt jeden-falls keine einsystemige Abschaltung bzw. keine Aufgabe des (n-1)-Prinzips über mehrere Jahre zu – schon gar nicht unter den abzusehenden, gestiegenen energie-wirtschaftlichen Anforderungen in 40 Jahren. Von KEMA-Dresden wird zudem völlig außer Acht gelassen, dass Kabel am Ende der Lebensdauer eine erhöhte Störanfälligkeit haben. Risiken: Ein Blackout wäre bei dieser völlig praxisfremden Vorgangsweise nahezu vorpro-grammiert. Die sehr lange Ausfallsdauer eines Kabels im Erneuerungsfall schränkt die Transportfähigkeit des Netzes massiv ein und führt zu Mehrbelastungen von benachbarten Betriebsmitteln – speziell im Fall der zweisystemigen Ausführung:

o Im Fall einer zweisystemigen vollverkabelten Variante steht während der Dauer von 3,6 Jahren nur ein System zur Verfügung.

o Im Fall einer Teilverkabelung würde über 1,2 Jahre nur ein System zur Ver-fügung stehen.

o Eine viersystemige Vollverkabelung bedeutet, dass über 7,2 Jahre nur 75 Prozent der Übertragungskapazität zur Verfügung stehen würden.

o viersystemige Teilverkabelung: 75 % über 2, 4 Jahre. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass es im Zeitraum der langen Erneuerungsarbeiten des Kabels zu weiteren Ausfällen von Betriebsmitteln (Leitungen oder Kraftwerke) und damit zu weiteren Risi-ken für den Netzbetrieb kommen kann. Ein besonderes Risiko stellen in dieser Zeit die noch nicht erneuerten Kabelsysteme dar, für die aufgrund ihres Alters, der während der Erneuerungsphase höheren Belastung und der Gefährdung durch die Baumaßnahmen ein deutlich erhöhtes Ausfallri-siko besteht.


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Im Falle von Kabelerneuerungen muss über mehrere Jahre ein massiv eingeschränkter Betrieb mit einer Vielzahl von EPM-Maßnahmen (= hohe Zusatzkosten über Jahre) und eine hohe Zusatzbel-astung für die umgebenden Netzpartner akzeptiert werden können. Auch hier gilt: Für Kabel-leitungen existieren keine Notmaßnahmen (Notgestänge für Freileitungen dadurch Reduktion EPM bzw. Entlastung Betrieb), durch die zu erneuernde Kabelstrecken zur Unterstützung des Net-zes und zur Minimierung der EPM-Maßnahmen und -kosten überbrückt werden können. Eine Erneuerungsphase von Kabelstrecken im 380-kV-Ring löst im nationalen Netz eine für den Netzbetrieb kritische Situation aus und steigert das Risiko um ein Vielfaches, sodass durch Zwi-schenfälle ausgelöste kritische Situationen im nationalen und internationalen Übertragungsnetz nicht mehr beherrschbar sind. In allen diesen Fällen muss ein stabiles Übertragungsnetz zur Aufrechterhaltung der Versorgungs-sicherheit im Stande sein, die erforderlichen Energiemengen und -leistungen zuverlässig transpor-tieren zu können. Das bedeutet, dass dieses Übertragungsnetz eine hohe Verfügbarkeit aufweisen muss und eventuelle Schadensfälle in möglichst kurzer Zeit repariert sein müssen. Zusätzlich ist zu beachten:

- Wie wird damit umgegangen, wenn mehrere Netzbetreiber zeitgleich ihre Kabel erneuern müssen?

- Vorteil Freileitung: In einem Zeitraum von 100 bis 120 Jahren ist keine Komplett-erneuerung erforderlich, sondern möglicherweise ein Seiltausch nach 60 bis 80 Jahren.

Derzeit gibt es allerdings keinerlei Erfahrungswerte zu Erneuerungsphasen von 380-kV-Kunst-stoffkabeln, da es nirgendwo Anlagen gibt, die bereits lang in Betrieb sind. Es gibt auch keine An-gaben – außer denen der Hersteller –, dass wirklich von einer Lebensdauer von 40 Jahren aus-zugehen ist oder wie verbleibende Kabelstrecken während einer Erneuerungsphase auf die Zu-satzbelastung reagieren. Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) C.14. Welcher zeitliche und technische Aufwand ist für eine Demontage zu erwarten, und be-

stehen für diesen Zeitraum Möglichkeiten für Provisorien? Wie kann die Versorgungspflicht der APG für diesen Zeitraum aufrechterhalten werden?

Diese Frage ist vor der Beantwortung genauer zu bestimmen. Es wird davon ausgegangen, dass ein bestehendes Kabelsystem zurückgebaut und durch ein neues Kabelsystem zu er-setzen ist. Grundsätzlich wird davon ausgegangen, dass dieser Ersatzneubau in Längen von ca. 1.000 m erfolgt, was der gegenwärtig maximalen Lieferlänge von Höchstspannungskabeln


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mit einem Querschnitt von 2.500 mm2 entspricht. Dabei werden die Arbeiten nur an einem System durchgeführt, für das andere System steht die volle Übertragungskapazität zur Ver-fügung. Im ungestörten Betriebszustand gäbe es somit keine Einschränkungen im Netz-betrieb. Bei Ausfall des zuvor noch intakten Kabelsystems liegt aufgrund der Bautätigkeit ein Kom-plettausfall der gesamten Leitungsverbindung vor. Dieser Fall entspricht in etwa dem Common-Mode-Fehler einer Drehstromdoppelleitung, für den nach APG-Angaben Stö-rungsbehebungszeiten von ca. 60 Stunden gelten. Im ungünstigsten Fall tritt der Fehler bei Abschluss der Demontage des alten Kabelsystems auf. In diesem Fall muss das neue Kabel verlegt und über Muffen montiert werden. Für ei-nen 1.000-m-Abschnitt wird, unter Berücksichtigung des Einsatzes verstärkter Personal-kräfte aufgrund eines Notfalls, eine Zeitspanne bis zur Wiederinbetriebnahme von durch-schnittlich ca. 6 Wochen geschätzt. Die Reparatur des gestörten Kabels würde ca. drei Wochen betragen. Der Ausfall des ge-samten Systems beträgt unter dieser Annahme ca. 504 Stunden. Der Ausfall eines Doppel-systems ist nicht gleichbedeutend mit einem großflächigen Versorgungsausfall. Entschei-dend für die Beurteilung der Auswirkung des Fehlers ist die Stelle seines Auftretens. Aufgrund der 220-kV-seitigen Verbindungen von Tauern nach Weißenbach sowie von Lienz nach Obersielach ist die Aufrechterhaltung des vertikalen Lastflusses zur Versorgung der angeschlossenen Verbraucher in den UW Salzach neu, Pongau und Tauern denkbar, wurde aber im Rahmen dieser Studie nicht explizit untersucht. Eine Unterstützungsfunktion der alten 220-kV-Leitung St. Peter – Tauern und somit deren Weiterbestand wird dabei nicht für erforderlich gehalten. Einschränkungen können sich möglicherweise bei horizontalen Transporten sowie bei der Einspeisung bzw. beim Pumpbetrieb der Pumpspeicherkraftwerke ergeben. Diese Einschränkungen gelten jedoch grundsätzlich auch bei einem Common-Mode-Fehler des Freileitungssystems. Aufgrund der gegebenen Notsituation sollte vorgenannter und zeitlich befristeter Fall im UCTE-Verbund durch geänderte Fahrpläne und Sonderschaltun-gen lösbar sein. Stellungnahme APG: Die angenommenen 1.000 m Lieferlänge eines Kabels mit 2.500 mm2 (ca. 50 Tonnen je Trommel) mögen zwar irgendwo anzuliefern und zu verlegen sein, aber nicht im hügeligen Projektgebiet der Salzburgleitung. Wienstrom hat Längen von 900 m verlegt, wobei der Leitquerschnitt des Kabels nur die Hälfte des KEMA-Dresden-Kabels war. Der vorgeschlagene Ablauf zum Austausch des Kabels bei in Betrieb befindlichem paral-lelem System ist zwar ebenso prinzipiell denkbar, wäre aber in der Praxis nicht zu riskieren. In nur 75 cm Abstand vom in Betrieb befindlichen 380-kV-Kabel müssten Bauarbeiten er-folgen. Die Position des Arbeitsinspektorats dazu wurde nicht eingeholt. Während dieser Arbeiten stünde also über Jahre nur ein einziges System zur Verfügung. Die Studie unterstellt den weiteren Bestand der 220-kV-Leitung von Tauern nach Weißen-bach. Diese Leitung würde bei der Errichtung der Salzburgleitung als Freileitung allerdings demontiert werden.


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C.15. Kann eine bestehende Kabeltrasse am Ende der Lebensdauer für eine Ersatz- Kabel-legung verwendet werden, wenn ja, mit welchen Aufwand, bzw. ist eine völlig neue Trasse notwendig? Es wird davon ausgegangen, dass am Ende der Lebensdauer des Kabels ein Ersatzneu-bau auf gleicher Kabeltrasse möglich ist. Es sind keine Argumente bekannt, die eine neue Trasse erfordern würden. Stellungnahme APG: Siehe Stellungnahme zur Frage C.14.


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V.4.9. Empfehlung der UCTE: Kabel im Übertragungsnetz vermeiden Die UCTE hat auf Anfrage der APG in einem Schreiben vom 14.01.2008 (Beilage 13, Schreiben der UCTE an die APG vom 14.Januar 2008) festgehalten, dass aus Sicht des europäischen Über-tragungsnetzes der notwendige Ausbau bevorzugt mit Freileitungen erfolgen soll und Kabel auf-grund zahlreicher Nachteile nach Möglichkeit zu vermeiden sind. Dabei werden insbesondere fol-gende Gründe angeführt (Übersetzung aus dem Englischen):

• 380-kV-Kabel haben geringere Übertragungskapazitäten als Freileitungen • 380-kV-Kabel sind je nach Konfiguration um den Faktor 4 bis 20 teurer als Freileitungen • 380-kV-Kabel haben lange Reparaturdauer • 380-kV-Kabel haben eine geringere Lebensdauer als Freileitungen • alle 800 bis 1.000 Meter sind Muffen zur Verbindung der Kabelstücke erforderlich; Muffen

sind Schwachstellen und verringern die Sicherheit Demgegenüber werden zahlreiche Vorteile von Freileitungen genannt (Übersetzung aus dem Eng-lischen):

• 380-kV-Freileitungen sind robuste und zuverlässige Anlagen • 380-kV-Freileitungen haben eine hohe Leistungsfähigkeit • 380-kV-Freileitungen haben eine lange Lebensdauer • 380-kV-Freileitungen haben einen geringen Wartungsaufwand • Schäden können rasch repariert oder umgangen werden • Freileitungen stellen technisch und betrieblich die beste sowie wirtschaftlichste Lösung für

die Energieübertragung dar Die UCTE empfiehlt, 380-kV-Kabel im 380-kV-Übertragungsnetz zu vermeiden und somit die Salz-burgleitung als wichtiges Teilstück des Höchstspannungsrings als Freileitung zu realisieren. Diese Empfehlung deckt sich mit zahlreichen anderen Studien. Zum Beispiel resümiert Professor Oswald in seiner Studie vom 27.12.2007 für die ECG: „Die Leitungsausführung als Freileitung stellt nach technischer, betrieblicher und wirtschaftlicher Bewertung eindeutig die beste Lösung dar.“ Selbst DI Jörg Zillmer KEMA-DRESDEN IEV hält in einer Presseaussendung vom 12.02.2008 fest: Der Aussage von Herrn Dr. Kaupa, dass nur die APG die Verantwortung für den Netzbetrieb und die Versorgungssicherheit übernehmen kann, ist vollinhaltlich zuzustimmen. Bei Abwägung aller Entscheidungskriterien ist eine Freileitungslösung die im bisherigen technischen Verständnis beste und kostengünstigste Lösung, die der technischen Praxis entspricht.


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V.5. „Machbarkeit“ obwohl Berücksichtigung von vorgeschriebenen

Grenzwerten definitiv nicht gegeben Executive Summary „Grundsätzliche Machbarkeit“ attestiert, obwohl nicht einmal Grenzwerte für elekt-romagnetische Felder untersucht und berücksichtigt wurden. KEMA-Dresden stellt für das in der Studie vorgeschlagene Teilverkabelungsprojekt eine „grundsätzliche Machbarkeit“ fest, die jedoch definitiv nicht gegeben ist: In der vorgeschlagenen Variante – die gegenüber der Freileitung keine ausreichenden Stromtransport-Kapazitäten aufweist – treten aufgrund der Verlegeart und –tiefe ü-ber dem Kabel weit über dem Grenzwert liegende Magnetfelder auf. Die Einhaltung von Magnetfeld-Grenzwerten ist über Normen aber zwingend vorgeschrieben und einzuhalten. Ein Projekt, das diese nicht einhält, ist daher keinesfalls als machbar zu bezeichnen, da eine Genehmigung auszuschließen ist. Auch nur eine „grundsätzliche Machbarkeit“ zu attestieren, ist äußerst unrichtig, da nur über massive Projektveränderungen (Tieferlegen; Kühlung; zusätzliche Kabel-systeme, da bei Tieferlegung die Transportkapazität geringer wird; etc.) die Einhal-tung des Grenzwertes für Magnetfelder erreicht werden kann. Diese Vorgangsweise – die de facto ein völlig anderes Projekt bedeutet - hat um-fangreiche Konsequenzen: mehr Kabelsysteme als angenommen, eine wesentlich breitere Kabeltrasse, etc. und damit höhere Kosten. Diese in der Praxis entstehenden Konsequenzen wurden in der KEMA-Dresden-Studie wird ausnahmsweise erwähnt, was eine Aussparung des für die Öffentlich-keit so wesentlichen Gesundheitsaspektes bedeutet. KEMA-Dresden agiert hier mit einer massiv unrichtigen Darstellung der „Machbarkeit“ der vorgeschlagenen Teil-verkabelung. Risiken: Bei einer Realisierung dieser Teilverkabelungen käme es allein durch die Berück-sichtigung des zwingend vorgeschriebenen EMF-Grenzwertes zu massiv veränder-ten Projektparametern wie größere Trassenbreite, höhere Zahl der Kabelsysteme, massiv höhere Kosten, etc. Auch die Belastung von Gemeinden, Anrainern, Grund-besitzern, aber auch von Stromkunden der Regelzone APG über den steigenden Netztarif stellt sich völlig anders dar.


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I.1.1. KEMA-Dresden hat die Magnetfelder bei der Kabeldimensionierung unzuläs-

sigerweise nicht berücksichtigt KEMA-Dresden hat an mehreren Stellen in der Studie auf hohe Magnetfelder über dem Ka-bel hingewiesen, diese jedoch bei der Kabeldimensionierung unzulässigerweise nicht be-rücksichtigt. Eine ordnungsgemäße Kabeldimensionierung muss die Magnetfelder von Anbeginn mitbe-rücksichtigen. In Österreich bestehen Normen, in denen die Grenzwerte für die Magnetfelder festgelegt sind. Das Einhalten dieser Grenzwerte muss durch eine geeignete Auslegung der Kabel-anlage nachgewiesen werden. Das ist in der Studie nicht erfolgt. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Nicht betrachtet werden alle Phänomene im Zusammenhang mit elektromagnetischen Feldern. Vorliegende Studie hat den Status einer Untersuchung zur grundsätzlichen Realisierbarkeit einer Kabellösung. Die Betrachtung elektromagnetischer Felder berührt diesen Umstand nicht.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 19 und S. 49 / Veröffentlichte Version, S. 3 und S. 33) Kritik seitens APG: KEMA-Dresden hat von der Salzburger Landesregierung den Auftrag zur Erstellung eines Gutachtens mit folgendem Titel des Projektes bekommen: 3.1 Voller Titel des Projektes: Gutachten zur Teil- oder Gesamtverkabelung der 380-kV-Leitung „St.Peter – Salzach neu – Tau-ern“ im Bundesland Salzburg (Seite zwei des Auftrags vom 03.08.2007). Somit gibt es im Auftrag einen ganz klaren Bezug zur Salzburgleitung, es handelt sich also nicht um die Darstellung einer grundsätzlichen Machbarkeit. Der in der Studie häufig zu fin-dende Bezug auf eine „grundsätzliche Machbarkeit“ ohne konkrete Ableitungen für das be-auftragte Projekt geht daher am Auftragsziel vorbei. Für eine ordnungsgemäße Kabeldi-mensionierung müssten die Magnetfelder von Anbeginn allerdings auch für eine „grund-sätzliche Machbarkeitsstudie“ mit betrachtet werden. Die Einhaltung der Grenzwerte ist zwingend erforderlich und kann nur durch entsprechende Veränderung von Verlegeart und Verlegetiefe bzw. Reduktion der Stromstärken oder durch Schirmungen erreicht werden. Jede dieser Maßnahmen hat jedoch Auswirkungen auf die Übertragungskapazität je System, Trassenbreite, Kosten, Maßnahmen zur Kabelkühlung usw.


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Die Aussage „Grundsätzlich machbar“ der KEMA-Dresden wurde unter der Annahme ge-troffen, dass Magnetfelder für die Studie irrelevant sind. Dies trifft jedoch nicht zu. Detaillierte Begründung der Kritik: Zitat KEMA-Dresden: „Vorliegende Studie hat den Status einer Untersuchung zur grundsätzlichen Realisierbarkeit einer Kabellösung. Die Betrachtung elektromagnetischer Felder berührt diesen Umstand nicht. Jede technologische Lösung, sowohl mit Freileitung als auch mit Kabel, kann im Hinblick auf vorgege-bene und einzuhaltende Grenzwerte für Felder elektromagnetisch verträglich gestaltet werden. Das ist über die Vergrößerung von Abständen oder die Verwendung feldsteuernder Elemente möglich.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 229 / Veröffentlichte Version, S. 213) KEMA-Dresden stellt selbst fest, dass Magnetfeld-Grenzwerte eine Vergrößerung von Abständen (d.h. Tieferlegen des Kabels!) erforderlich machen können. Dies hat jedoch aus Sicht der APG fol-gende Konsequenzen:

Tieferlegen des Kabels schlechtere Wärmeabfuhr reduzierte Übertragungskapazität er-höhte Anzahl der Systeme mehr Platzbedarf und höhere Kosten Tieferlegen des Kabels schlechtere Wärmeabfuhr künstliche Kühlung technisch aufwän-digere Lösung höhere Verluste höhere Kosten Magnetische Abschirmung zusätzlicher Wärmeeintrag reduzierte Übertragungskapazität erhöhte Anzahl der Systeme mehr Platzbedarf und höhere Kosten

Magnetische Abschirmung zusätzlicher Wärmeeintrag künstliche Kühlung technisch aufwändigere Lösung höhere Verluste höhere Kosten

Die neben „Abstandsvergrößerung“ genannte Möglichkeit von „feldsteuernden Elementen“ wird nicht näher erläutert. Gemeint sind wohl weitere parallel verlegte Kabel, die mit künstlich erzeugten Strömen belastet werden, sodass zusätzliche Magnetfelder erzeugt werden. Diese zusätzlichen Magnetfelder sollen dabei so gesteuert werden, dass sie sich dem ursprünglichen Feld überlagern und dieses abschwächen. Die Regelung muss auf die ständig sich ändernde Belastungssituation in den eigentlichen Kabeln abgestimmt sein. Diese Methode funktioniert nur stellenweise und auch nur bedingt (es ist keine beliebige Reduktion der Magnetfelder möglich). Fragen der Zuverlässig-keit (im Fehlerfall können sich die Magnetfelder auch überlagern und verstärken) etc. bleiben in der KEMA-Dresden-Studie ungeklärt. Kompensationsanlagen bei Energieleitungen sind nicht Stand der Technik. Bei einer ordnungsgemäßen Kabeldimensionierung müssen daher die Magnetfelder von Anbeginn an mitbetrachtet werden.


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V.5.1. Magnetfelder übersteigen zulässige Grenzwerte bei weitem Executive Summary Die KEMA-Dresden-Teilverkablungen Kabel verletzen die Grenzwerte der österrei-chischen Norm bei weitem. Eine derartige Kabelanlage wäre daher keinesfalls genehmigungsfähig. Es ist aus Sicht der APG unzulässig, wenn bei der Beurteilung einer grundsätzlichen Reali-sierbarkeit einer Kabellösung die Betrachtung elektromagnetischer Felder (und da-mit die Einhaltung vorgeschriebener Grenzwerte) nicht berücksichtigt werden. Risiken: Es wird eine scheinbare Machbarkeit dargestellt, die in der Praxis unzulässig wäre und nicht gegeben ist. Auf Gesundheit und Umwelt wird in der Studie nicht näher eingegangen, obwohl dies ent-scheidende Genehmigungskriterien in einem Behördenverfahren sind. Die Autoren igno-rieren in der Studie angeführte Grenzwerte (z.B. jene aus der ÖNORM E 8850 – 100 µT für das magnetische Feld), obwohl eine einfache Überschlagsrechnung eindeutig ergibt, dass dieser Grenzwert weit überschritten wird. Die Nichtbeachtung der Magnetfelder wird in der Studie besonders hervorgehoben und an mehreren Stellen erwähnt. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Nicht betrachtet werden alle Phänomene im Zusammenhang mit elektromagnetischen Feldern. Vorliegende Studie hat den Status einer Untersuchung zur grundsätzlichen Realisierbarkeit einer Kabellösung. Die Betrachtung elektromagnetischer Felder berührt diesen Umstand nicht.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 19 bzw. S. 49 / Veröffentlichte Version, S. 3 bzw. S. 33) Kritik seitens APG: Die KEMA-Dresden-Studie berücksichtigt nicht die in Österreich einzuhaltenden Grenzwer-te. Die Überschreitung der Magnetfeld-Grenzwerte wird von den Autoren selbst genannt.


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Gesundheitliche Aspekte wurden bei der Untersuchung nicht einbezogen, stellen aber ein wesentliches Kriterium hinsichtlich Umweltverträglichkeit (Genehmigungsfähigkeit) jeder Leitung dar – egal ob Freileitung oder Kabel. Unter Berücksichtigung der Grenzwerte der ÖNORM E 8850 wäre bei den zu erwartenden hohen magnetischen Feldern der Aufenthalt von Personen (auch kurzzeitig) über der Kabel-trasse nicht zulässig und die Kabelleitung damit nicht genehmigungsfähig, wenn sie, wie in der Studie vorgeschlagen, ohne Sondermaßnahmen verlegt wird. Die gesamte Trasse müsste dann zum Schutz von Personen gegen unbefugten Zutritt ge-sichert werden. Eine Nutzung der Trasse ist damit für die allgemeine Bevölkerung ausge-schlossen. Detaillierte Begründung der Kritik: In der Studie werden angeführte Grenzwerte (der ÖNORM E 8850 – 100 µT) nicht berücksichtigt. Eine einfache Überschlagsrechnung ergibt eindeutig, dass diese weit überschritten werden. „Forderungen von Genehmigungsbehörden können u.a. von Vorgaben zur Einhaltung bestimmter Grenzwerte von elektromagnetischen Feldern bestimmt sein.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebe-nes Original, S. 94 / Veröffentlichte Version, S. 78) In der KEMA-Dresden-Studie wurden an anderer Stelle allerdings sehr wohl die Magnetfelder be-trachtet: „Erdkabelanlagen beanspruchen ebenfalls Fläche. Ebenso führen auch die Magnetfelder von Erd-kabeln – jedenfalls ohne eine aufwändige Abschirmung – zu unerwünschten Immissionsbelastun-gen in der unmittelbaren Nachbarschaft zur Kabeltrasse …“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 317 / Veröffentlichte Version, S. 301) „Für die Kabeltrasse sind lediglich die Abstandsklassen ,Servitutsstreifen‘ und ,Magnetflussdichte 1 µT‘ von Bedeutung.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 404 / Veröffentlichte Version, S. 388) „Die Internationale Kommission zum Schutz vor nichtionisierenden Strahlen (ICNIRP) empfiehlt für magnetische Flussdichten einen Grenzwert von 100 μT und für die elektrische Feldstärke einen Grenzwert von 5 kV/m (vgl. Tabelle 6-17).“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 489 / Veröffentlichte Version, S. 473) „Im Jahr 2005 wurden nördlich von Wien zwei 380-kV-Stromkreise mit einer Länge von jeweils 5,2 km mit einem Querschnitt von 1.200 mm2 in Betrieb genommen. Die Kabel wurden in einem Graben direkt am Straßenrand verlegt. Aufgrund eines österreichi-schen Gesetzes, welches die Einhaltung einer magnetischen Feldstärke von 15 µT vorschreibt,


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musste die Verlegung in einer Tiefe von 2,7 m erfolgen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes O-riginal, S. 55 / Veröffentlichte Version, S. 39) Die Problematik der Magnetfelder ist den Autoren also bewusst. Die Überschreitung der Magnetfeld-Grenzwerte wird von den Autoren selbst festgestellt, je-doch ignoriert. In der KEMA-Dresden-Studie wird ein Gutachten von Prof. Oswald (ForWind 2005 [QV10] ) wie folgt zitiert: „Für Erdkabel wird die magnetische Induktion bei einer Verlegetiefe von 1,5 m mit 127,5 μT bei ei-nem System und mit 97,3 μT bei zwei Systemen angegeben (ForWind, 2005). D.h. bei einem Erd-kabel mit einem System wird der Grenzwert von 100 μT überschritten.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 484 / Veröffentlichte Version, S. 468) „Zur Einhaltung des in der UVP empfohlenen Vorsorgewertes von 1 μT muss bei der Verkabelung ein Schutzstreifen von beidseitig 20 m, also insgesamt 40 m, eingehalten werden. Wird die in Kapi-tel 3 zugrunde gelegte Verlegetiefe von 1,2 m angesetzt, erhöht sich der Schutzstreifen entspre-chend.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 485 / Veröffentlichte Version, S. 469) In der KEMA-Dresden-Studie wird an dieser Stelle jedoch nicht erwähnt, dass durch die seichtere Verlegung und durch die wesentlich höheren Stromstärken, welche KEMA-Dresden annimmt, die Magnetfeld-Grenzwert-Überschreitungen wesentlich stärker ausfallen als in der von KEMA-Dres-den zitierten ForWind-Studie 2005 (von Prof. Oswald [QV10] ). „Für die Bestimmung der Flächeninanspruchnahme der jeweils gewählten Variante sind neben dem Bau und Betrieb innerhalb der zugrunde liegenden Korridore auch Vorsorgewerte in Bezug auf die einzuhaltenden Grenzwerte für die Belastung mit elektromagnetischen Feldern (EMF) zu berücksichtigen. Der von Prof. Neuberger empfohlene Grenzwert für elektromagnetische Strahlung liegt bei 1 μT. Eine Interpretation dieses Grenzwertes in Bezug auf vorliegende Normwerte wird in dieser Studie nicht vorgenommen. Der nicht-bebaubare und dadurch entwertete Streifen aufgrund der EMF-Belastung muss mit Bezug auf die gewählten Grenzwerte derart gewählt werden, dass der Vorsorgewert von 1 μT nicht überschritten wird. Bei der Freileitung kann hierzu von einem beidseitigen Schutzstreifen von 70 m, also insgesamt 140 m, ausgegangen werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 480 / Veröffentlichte Version, S. 465) Auf Basis der von der KEMA-Dresden vorgeschlagenen Kabellegungen hat die APG Prof. Leitgeb von der TU Graz mit einer Untersuchung der zu erwartenden Feldstärken beauftragt. Die Ergeb-nisse von Prof. Leitgeb zeigen, dass die magnetische Feldstärke oberhalb des Kabels sehr hohe Werte erreichen und dass es je nach Kabelvariante und Belastung zu Referenzwertüberschreitun-gen kommt, die bis zum Dreifachen betragen können (siehe Beilage 7, Gutachten über die Mag-netfeldemissionen von Hochspannungs- Kabelsystemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfäl-len von Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Norbert Leitgeb)


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V.5.2. Grundlegende Umweltaspekte Executive Summary Auf Umweltaspekte einer Kabelleitung die wesentliche Bestandteile einer Projekt-genehmigung wären, wird in der KEMA-Dresden-Studie nur fallweise in Kapitel 4 „Geologische Untersuchung“ eingegangen. Es ist auch kein Hinweis darüber zu finden, welche Umweltaspekte überhaupt zu be-rücksichtigen gewesen wären. Insbesondere bei Kabelsystemen sind Umweltaspekte bei Biotopen und Ökosyste-men, aufgrund der umfangreichen Erd- und Bauarbeiten zu beachten. Risiken: Das KEMA-Dresden Kabel ist nicht genehmigungsfähig. Das UVP-Gesetz verlangt zwar keine UVP für Erdkabel, es muss jedoch davon ausgegangen wer-den, dass ein Genehmigungsverfahren für eine Kabelleitung eine UVP vergleichbare Unter-suchung fordern wird. Bei den Umweltverträglichkeitsprüfungen für Freileitungen sind jedoch die Umweltaspekte die Hauptthemen. Insbesondere sind das die folgenden Punkte:

• Trassenvarianten • Abfallwirtschaft • Verkehr • Schall • Sicherheitstechnik und Störfallbetrachtung • Elektromagnetische Felder • Luft und Klima • Boden und Landwirtschaft • Mensch – Humanmedizin • Geologie, Hydrogeologie und Wasser • Biotope und Ökosysteme • Forstwirtschaft • Raumordnung

Auf Basis von Gutachten zu diesen Einzelthemen haben die Sachverständigen der Behörde bei den UVP-Verfahren insgesamt dreimal festgestellt, dass die Freileitung umweltverträg-lich ist.


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Es ist unverständlich, dass viele dieser wesentlichen Aspekte in der KEMA-Dresden-Studie nicht untersucht, ja nicht einmal angesprochen wurden. Bodenaustrocknung Auf eine mögliche Bodenaustrocknung über dem Kabel weist das Gutachten im Kapitel „Ther-mische Aspekte“ mit folgendem Text selbst hin:

„Im Betrieb kann im Kern des Kabels eine Temperatur von 90°C entstehen (unter Dauerbelastung bis zur Grenze der thermischen Strombelastbarkeit). Da diese hohen Stromlasten nur selten auf-treten und die Kabelisolierung eine thermische Trägheit aufweist, treten am Kabelmantel im Nor-malbetrieb deutlich geringere Temperaturen auf. Eine mögliche Austrocknung des Bodens durch die Wärmeabgabe des Erdkabels ist abhängig von Bodenart, Grundwasserverhältnissen, hydro-logischen Verhältnissen, Strombelastung des Kabels, Verlegetiefe und Achsabstand bei 2-Leiter-Systemen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 245 / Veröffentlichte Version, S. 229) Im technischen Teil des Gutachtens wird erklärt, dass die thermische Berechnung der Kabelanlage auf Basis eines Hinterfüllungsmaterials mit 0,5 Km/W beruht. Nicht erklärt wird, wie die Wärme au-ßerhalb dieses Hinterfüllungsmaterials weiter abgeleitet wird. Wie groß der Unterschied zwischen der Annahme der Wärmewiderstände von 0,5 Km/W für das Hinterfüllungsmaterial und von 2,5 bis 1,0 Km/W ist, zeigt das folgende Zitat aus dem Kapitel „Geologie“: „Allgemein gelten folgende spezifische Wärmewiderstände (s.a. /4-11/):

trockener Boden: 2,5 Km/W feuchter Boden: 1,0 Km/W thermisch stabilisiertes Bettungsmaterial: < 1,0 Km/W

Ein möglichst geringer Wärmewiderstand des Bettungsmaterials wird erreicht durch: günstige Korngrößenverteilung zur Schaffung von thermischen Brücken innerhalb des Korngerüsts hohe mechanische Verdichtung des Bettungsmaterials und des darüber liegenden Aus-hubes hoher Wasseranteil und damit geringe Lufteinschlüsse in den Poren.“

(KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 245 / Veröffentlichte Version, S. 229) Es ist mit den genannten Bodenaustrocknungen zu rechnen. Rückschlüsse auf Auswirkungen für Fauna, Flora, Landwirtschaft, visuelle Eindrücke etc. erfolgen nicht.


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Drainagewirkungen Auf mögliche Drainagewirkungen durch die Kabellegung verweist dieser Hinweis aus der KEMA-Dresden-Studie: „Je nach Art des umgebenden Bodens kann die verfüllte Künette Dränagewirkungen entfalten. In diesen Fällen sind zusätzliche bautechnische Maßnahmen wie z.B. Tonriegel, Magerbetonsperren, Schlucker erforderlich.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 246 / Veröffentlichte Version, S. 230) Rückschlüsse auf Auswirkungen für Fauna, Flora, Landwirtschaft etc. erfolgen in der KEMA-Dresden-Studie nicht.


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V.6. Massive finanzielle Risiken durch zu vorteilhafte Kosten-

Darstellung der Verkabelung (Investitions-, Betriebs- und Verlustkosten) V.6.1. Investitionskosten wurden zu gering ausgewiesen Executive Summary Die Investitionskosten der 380-kV-Teilverkabelungen der Salzburgleitung wurden deutlich zu gering angenommen und dargestellt. Die von KEMA-Dresden getroffe-nen Annahmen zeigen aus APG-Sicht eine nicht vorhandene Praxiserfahrung hin-sichtlich realer Investitionskosten bereits umgesetzter (Teil-)Verkabelungen. Risiken: Schon die in der KEMA-Dresden-Studie angegebenen, nachweislich zu geringen In-vestitionskosten für die Teilverkabelungen würden im Vergleich zu den Investitio-nen für eine Freileitung ohne Verkabelungen keine Akzeptanz in der Tariffestlegung durch den Regulator finden. Die tatsächlich anfallenden Kosten liegen aber deutlich höher und würden daher ebenfalls vom Regulator auf Basis der Verhältnismäßigkeit zwischen Kosten und Nutzen bei der Tariffestlegung der APG-Tarife keinesfalls an-erkannt werden können. Die APG hätte daher aus diesem Titel mit einer massiven Ergebnisverschlechterung und in weiterer Folge mit Liquiditätsengpässen, Ver-schlechterung der Eigenkapitalquote bis hin zu Illiquidität und Konkursgefahr zu rechnen.

Um die Investitionskosten für unterschiedliche Leitungs- und Kabel-Projekte bzw. Projektstudien objektiv miteinander vergleichen zu können, ist es zielführend, einen Kostenvergleich in Euro pro Megawatt pro Systemkilometer (EUR/MW/km) durchzuführen. Dadurch können Projekte mit unter-schiedlichen Trassenlängen, in unterschiedlicher Bauausführung (Freileitung, Verkabelungen im Tunnel verlegt oder erdverlegt) und differierenden Übertragungskapazitäten miteinander verglichen werden. Durch einen solchen Vergleich können daher auch Investitionskosten für (Teil-)Verkabelungen ob-jektiv dargestellt werden. Diese Methode wird u.a. auch in dem Cigre-Bericht B1-211 / 2006 und in dem Papier der ICF „unit costs of constructing new transmission assets at 380kV within the European Union, Norway and Switzerland“ angewendet. (siehe Quellenverweis [QV 3])


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Ausgeführte Projekte Freileitungen und Verkabelungen

175

200

274

350

370

550

700

1.900

5.160

6.055

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

Arhus-Aalborg DänemarkEinfachen Gelände

Norwegen

SteiermarkleitungMittleres Gelände

USA

e.on DeutschlandEinfaches Gelände

Schweizleichtes Gelänge

Schweizschwieriges Gelänge

Arhus - AalborgErdverlegt leichtes Gelände

Middlesbrough - YorkMittleres Gelände

London ConnectionStadttunnel

€/MW/km

Verkabelung im TunnelVerkabelung ErdverlegtFreileitung

Abbildung 17: Vergleich der Investitions-Kosten für ausgeführte 380-kV-Freileitungen und 380-kV-Kabelleitungen in EUR/MW/km

Aus dem Diagramm ist abzuleiten:

- Die Investitionskosten pro MW/km mit einer als Verkabelung ausgeführten Leitung sind deutlich höher als die vergleichbaren Kosten einer Freileitung gleicher Übertragungs-kapazität.

- Die im internationalen Vergleich gemittelten Kostenfaktoren befinden sich zwischen 10 : 1

und 15 : 1 bei Erdverlegung und bei 20 : 1 bei Tunnelverlegung einer (Teil-)Verkabelung zu einer Freileitung.

Die APG ermittelt aus den beiden bereits realisierten Verkabelungen (Arhus – Aalborg für leichtes Gelände und Middlesbrough – York für mittleres Gelände) einen durchschnittlichen Kostensatz für die Salzburgleitung mit einer Übertragungskapazität von 4.800 MW (Anm. d. Verf.: in diesem Kapi-tel wurden zur besseren Vergleichbarkeit die unrichtigen Annahmen der KEMA-Dresden-Studie, nämlich die Wahl des Abschnittes Landesgrenze OÖ / Salzburg – Tauern übernommen; der zur


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Diskussion stehende Abschnitt ist Salzburgleitung Projekt 2, „Salzach neu – Tauern“) nach folgen-der Vorgehensweise: Die von KEMA-Dresden vorgeschlagenen Teilverkabelungen (insgesamt 41 km) befinden sich zu 66% im leichten Gelände und zu 33% im mittleren Gelände. Daraus lässt sich ein durchschnittli-cher Kostenfaktor von 2.900 EUR/MW/km für die Salzburgleitung errechnen. Somit würden sich, auf Basis der Erfahrungen von bereits realisierten Projekten, Investitionskosten von 571 Mio. EUR für die von KEMA-Dresden vorgeschlagene Teilverkabelung (41 km) ergäben. Mit den Investitionskosten von 72 Mio. EUR für den 83,5 km langen Freileitungsanteil ergibt das ein Gesamtinvestitionsvolumen von 643 Mio. EUR für die Salzburgleitung. Das würde einem Kostenfaktor von ca. 6 : 1 entsprechen, wenn die 124,5 km lange teilverkabelte Leitung direkt mit der gleich langen Freileitungsvariante aus der KEMA-Dresden-Studie – Gesamt-investitionsvolumen 121,6 Mio. EUR – verglichen wird. Keine der von KEMA-Dresden geplanten Teilverkabelungsvarianten erreicht die zur langfristigen Gewährleistung der österreichischen Versorgungssicherheit vorgesehene Übertragungskapazität der Freileitung. Die Investitionskosten aller drei von KEMA-Dresden geplanten und unterdimensio-nierten Teilverkabelungsvarianten (zwei Systeme, drei Systeme und zwei Systeme mit je zwei Teil-leitern) sind (siehe Abbildung 17 und 18 dieses Kapitels) bei weitem zu tief angesetzt. Dadurch entsteht kostenseitig ein Eindruck von finanzieller Machbarkeit der Teilverkabelungen ohne erheb-liche Mehrkosten und Berücksichtigung der tatsächlichen Kostenauswirkungen.

Zum Vergleich Gesamtinvestition in Mio. €

Salzburgleitung teilverkabelt, gerechnet nach €/MW/km realisierter Projekte

643

Salzburgleitung teilverkabelt, 2 Systeme mit je 2 Teilleitern, KEMA 352Salzburgleitung teilverkabelt, KEMA-Dresden 3 Systeme 399Salzburg Freileitung, KEMA 122

Tabelle 12: Vergleich der Gesamtinvestitionskosten

Die von KEMA-Dresden unrichtigerweise zu niedrig angenommenen Investitionskosten der Teil-verkabelungsvarianten werden auch von den internationalen Werten der Abbildung 18 („Studien und Projekte von Freileitungen und Kabelsystemen“) nachdrücklich bestätigt.


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Studien und Projekte von Freileitungen und Verkabelungen

296

749

1.298

1.460

1.676

2.166

2.900

3.385

5.333

7.200

8.500

- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

Salzburgleitung 2Mittleres - schwieriges

Gelände

EU-Papier Frankreich -Spanien

über die Pyrenäen

Salzburgleitung 2Studie KEMA 2 Systeme


Doppelkabel


Norwegen

APG - Ansatz für dieSalzburgleitung auf Basis

realisierter Projekte

Beauly - Denny Schottlandmittleres Gelände

Irland Cavan - Tyron

Frankreich SpanienVerlegung im Bahn Tunnel

Frankreich SpanienVerlegung im neuen Tunnel

€/MW/km

Verkabelung im Tunnel

Verkabelung Erdverlegt

Freileitung

Abbildung 18: Studien und Projekte von Freileitungen und Kabelsystemen

Aus dem Diagramm ist abzuleiten:

- Die Investitionskosten (in EUR/MW/km) der von KEMA-Dresden dargestellten projektierten Kabelvarianten liegen deutlich unter dem Durchschnittswert anderer projektierter Kabel-anlagen, jedoch weit über den Werten für Freileitungen.

- Daraus muss geschlossen werden, dass entweder die in den Studien angenommene jewei-

lige elektrische Belastung der Kabel im Vergleich zu den Annahmen der anderen projek-


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tierten Kabelleitungen zu hoch oder die Kosten zu niedrig angesetzt wurden. Auch eine Kombination beider Varianten erscheint möglich.

- APG hat in der KEMA-Dresden-Studie keine finanziellen Reserven oder Risikozuschläge

für unvorhergesehene Entwicklungen bei der Baudurchführung, wie z.B. notwendige Sonderbauten, für Unsicherheiten für die Übertragungsleistung und Preisentwicklung der Komponenten und Bauleistungen vorgefunden. Vielmehr wurden die überwiegenden kos-tenbestimmenden Faktoren (Dimensionierung, Tiefbau, Kabellängen, etc.) grenzwertig angenommen um die Investitionskosten möglichst zu reduzieren.

Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) D.26. Die Investitionskosten für die genannten TVK und VVK sind für den Leitungszug „Tauern –

Salzach neu“ unter Berücksichtigung der im Projektgebiet grundsätzlich vorliegenden geo-grafischen und topologischen Gegebenheiten zu ermitteln. Siehe Kapitel 3.8. Stellungnahme APG: Nach Ansicht der APG sind die im Projektgebiet grundsätzlich vorliegenden geografischen und topologischen Gegebenheiten nicht ausreichend berücksichtigt. Das ist u.a. aus den großen Unterschieden zu anderen Kabelprojekten zu schließen.


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V.6.2. Re-Investition in 40 Jahren ohne Preisanpassung bewertet Exekutive Summary Die Re-Investition der Teilverkabelungen in 40 Jahren wurde mit Preisen von heute ohne jegliche Preisanpassung/ Inflationsangleichung bewertet. Diese Vorgehens-weise erscheint APG unüblich und wird auch in einer Kostenanalyse der KPMG (Beilage 20) kritisiert. Risiken: Die Kosten für die Re-Investition der Teilverkabelung in 40 Jahren werden durch jährliche Preissteigerungen und Inflationsangleichungen um ein Vielfaches über den Werten von heute liegen. Bei einer jährlichen Inflation von 2 bis 3,5 % verzwei- bis vervierfachen sich die Baukosten allein während eines Zeitraums von 40 Jahren. Da KEMA-Dresden keine Inflationsanpassung berücksichtigt, wird die Verkabelung wesentlich günstiger dargestellt als sie in der Praxis ist. Darüber hinaus führt die zu kurz angegebene Lebensdauer einer Freileitung im Langfristvergleich zu einer Kos-tenverzerrung zu Ungunsten der Freileitung.

Nach Angaben der KEMA-Dresden-Studie beträgt die Lebensdauer des Kabels ca. 40 Jahre. Bei der Berechnung der Re-Investitionskosten für das Kabel wird keine adäquate Preisstei-gerung für die Ersatzinvestitionen nach 40 angesetzt. Die Verkabelung wird daher über den von KEMA-Dresden betrachteten Zeitraum von 80 Jahren wesentlich günstiger dargestellt, als sie in der Praxis tatsächlich ist. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Die Lebensdauer der Freileitung wird mit 80 Jahren angegeben. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass bereits nach 40 Betriebsjahren die Seile und Armaturen ausgewechselt werden müssen. Die Seile, die im Wesentlichen aus Aluminium und Stahl bestehen, können verkauft werden und stellen einen Erlös dar, der mit den anfallenden Re-Investitionskosten verrechnet werden kann. In Kapitel 6.4.3 ist die Berechnung der Erlöse der Seile ausführlich erläutert. Die Masten hingegen können weiter verwendet werden. Bei der Freileitung wird davon ausgegangen, dass durch Neubeseilung und Austausch der Armaturen 25 % der ursprünglichen Investitionskosten nach 40 Jahren wieder anfallen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S.497 / Veröffentlichte Version, S. 481)


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Kritik seitens APG: Die Annahme einer technischen Lebensdauer von 80 Jahren ist für die Salzburgleitung nicht nachvollziehbar. Eine Lebensdauer von 100 bis 120 Jahren ist für eine heute gebaute Leitung realistisch, wenn sie entsprechend dimensioniert ist und instand gehalten wird. Die Festlegung der vorgesehenen Lebensdauer liegt alleine beim EVU. Ein Seiltausch nach 40 Jahren ist eine rein theoretische Annahme von KEMA, die durch keinerlei Erfahrungswerte begründet ist. Die Praxiserfahrung der APG zeigt, dass bei lau-fend visuell geprüften Seile, erst nach rd. 60 Jahren Seilproben genommen und beurteilt werden. Daraus ergeben sich –falls erforderlich - entsprechende Maßnahmen. In der KEMA-Dresden-Studie wird aus Sicht der APG praxisfremd und kostenverzerrend an-genommen, dass sich die Baukosten für Ersatzinvestitionen über einen Zeitraum von 40 bzw. 80 Jahren nicht verändern. Tatsächlich verzwei- bzw. vervierfachen sich die Baukosten inflationsbedingt über einen Zeitraum von 40 Jahren je nach Ansatz des Zinssatzes. Für ei-ne Verkabelung bedeutet dies, dass nach 40 Jahren das Zwei- bis Vierfache der heutigen Investitionssumme für die Kabelstrecken erneut anfallen würde. In der KEMA-Dresden-Studie wurde bei der Berechnung der Re-Investitionskosten in 40 Jahren keine Preissteigerung berücksichtigt. Dieser Kritikpunkt wird auch in einer Kosten-analyse der KPMG kritisch aufgezeigt. Detaillierte Begründung der Kritik: In der KEMA-Dresden Studie wird angenommen, dass in 40 Jahren die gesamte Verkabelung zu den heute gültigen Preisen erneut errichtet werden kann. Aus Sicht der APG ist diese Annahme praxisfremd und nicht zulässig. Je nach Wahl der jährlichen Preissteigerung (2 % – 3,5 %) verzwei- bzw. vervierfachen sich die Re-Investitionskosten in 40 Jahren. Damit erhöht sich der Barwert der Re-Investitionen ebenfalls um denselben Faktor. Im Vergleich der Gesamtkosten über die Lebensdauer wurde somit in der KEMA-Dresden-Studie die Teil- und Vollverkabelung gegen-über der Freileitung unzulässigerweise wesentlich günstiger dargestellt. Während bei den Kostenberechnungen offenbar keine Inflationsanpassung erfolgt, wird hingegen im volkswirtschaftlichen Teil der KEMA-Dresden-Studie unter Punkt 6.4.3 in der Input-Output-Analyse sehr wohl eine Preissteigerung der Kupfererlöse berücksichtigt. Diese werden von 52 Mio. EUR (KEMA-Dresden-Studie, Tabelle 6-22, Investitionskosten der Re-Investition) auf 117 Mio. EUR aufgewertet. Dies entspricht einer jährlichen Preissteigerung von 2 %. Stahl- und Aluminium-preise steigen in demselben Zeitraum jährlich um 0,5 %. Grundlage für die Extrapolationen der Kupfer, Stahl-, und Aluminiumpreise sind laut KEMA-Dresden-Studie die Zeitreihen der Copper Statistics des U.S Geological Survey (2006). (Vgl. KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 526–528 / Veröffentlichte Version, S. 509–511, und KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Origi-nal, S.497 / Veröffentlichte Version, S. 481)


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Im Folgenden werden die Re-Investitionskosten nach 40 Jahren für die Freileitung, die Teil- und die Vollverkabelung aus Sicht der APG ermittelt.

Freileitung KEMA-Dresden mit Preissteige-rung

Freileitung KEMA-Dresden Original ohne Preissteigerung

Teilverkabelung KEMA-Dresden mit Preissteige-rung

TeilverkabelungKEMA-Dresden Original ohne Preissteigerung

Anzahl Systeme 2 Systeme 2 Systeme 2 Systeme 2 Systeme Leiterquerschnitt 2.500 mm2 2.500 mm2

Investitionskosten auf heutiger Basis 30 M€ 30 M€ 213 M€ 213 M€ Rückbaukosten auf heutiger Basis 2 M€ 2 M€ 10 M€ 10 M€ Erlöse Materialien auf heutiger Basis - 5 M€ - 5 M€ - 20 M€ - 20 M€ Re-Investitionskosten auf heuti-ger Basis 27 T€ 27 T€ 203 M€ 203 M€ Preissteigerung pro Jahr 2% 0% 2% 0%Zeitpunkt Re-Investition in x Jah-ren 40 40 40 40 Re-Investitionskosten in 40 Jah-ren 59 M€ 27 M€ 450 M€ 213 M€ Barwert mit 5% 8 M€ 4 M€ 64 M€ 28 M€Barwert mit 8% 3 M€ 1 M€ 21 M€ 9 M€ Tabelle 13: Auswirkung einer Inflationsberücksichtigung bei Re-Investitonskosten für Freileitung und

Verkabelung (beispielhafte Berechnung)

Durch die Berücksichtigung der Preissteigerung erhöhen sich die Re-Investitionskosten (angenommene Preissteigerung 2 % pro Jahr) um das Zwei bis Dreifache nach 40 Jahren. KEMA-Dresden hat in der Studie die Kosten nicht valorisiert, was zu einer unrichtigen Dar-stellung der Kostenverhältnisse über die Lebensdauer führt.


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V.6.3. Die Betriebskosten für die Freileitung wurden viel zu hoch angesetzt Exekutive Summary Die Betriebskosten für die Freileitung wurden seitens KEMA-Dresden praxisfremd um mindestens das Drei- bis Vierfache zu hoch angesetzt. Risiken: Durch die viel zu hohe Bewertung der Betriebskosten für Freileitungen wird die Frei-leitung in der Beurteilung der Kosten über die Lebensdauer schlechter dargestellt und das Kosten-verhältnis zwischen Erdkabel und Freileitung zugunsten des Erd-kabels verzerrt. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Eine genaue Kalkulation der Kosten ist nicht möglich. Vielmehr ist es üblich, den Erhaltungsauf-wand als prozentualen Anteil der spezifischen Investitionskosten anzugeben. Die Instandhaltungs-aufwendungen im Bereich des Bundeslandes Salzburg werden mit 5 TEUR pro Systemkilometer und Jahr eingeschätzt und damit höher als bei vergleichbaren Systemen im mitteleuropäischen, im Speziellen im norddeutschen Bereich /3-36/.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S.199 / Veröffentlichte Version, S. 183) Kritik seitens APG: Die Betriebskosten der Freileitung wurden in der KEMA-Dresden Studie mit 5 TEUR pro Systemkilometer angenommen. KEMA-Dresden weist darauf hin, dass die Kosten höher angenommen wurden als bei vergleichbaren Leitungen im mitteleuropäischen Raum. Dieser Wert liegt mindestens um das Drei- bis Vierfache über einem durchschnittlichen Wert typischer 380-kV-Leitungen im APG-Netz. In diesem Durchschnittswert sind auch 380-kV-Leitungen der APG im Hochgebirge (Arlberg-Leitung, Saderer Joch / Nauders, Felber-tauern-Leitung, Gerlos, Koralpe) anteilsmäßig berücksichtigt, wodurch die sichtlich rein theoretischen KEMA-Dresden-Annahmen ohne jeglichen praktischen Erfahrungsbezug noch schwerer nachzuvollziehen sind. Auch in der Kostenanalyse der KPMG werden die Betriebskosten der KEMA-Dresden-Studie für eine Freileitung als zu hoch angesehen. KPMG bezieht sich dabei vor allem auf die Stu-


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die ; Beauly-Denny Transmission von PB Power (2007), in der Betriebskosten für eine Frei-leitung von 1,2 TEUR pro System-km veranschlagt werden. Detaillierte Begründung der Kritik: Für die Ermittlung der durchschnittlichen Betriebskosten einer 380-kV-Leitung im Netz der APG wurden die Betriebskosten der gesamten 380-kV-Leitungen des APG-Netzes der letzten drei Jahre herangezogen. Dabei wurden alle Aufwendungen für Instandhaltung, Störungen, Inspektionen, geplante und ungeplante Reparaturen berücksichtigt. Die durchschnittlichen Betriebskosten für das 380-kV-Netz der APG liegen bei 2,7 TEUR pro Tras-senkilometer (für zwei Systeme) und Jahr. Dabei ist anzumerken, dass die Betriebskosten sehr stark vom Alter der Leitung abhängig sind. Höher ist der Instandhaltungsaufwand für ältere Leitun-gen. Das betrifft im Wesentlichen den Korrosionsschutz, der bei alten Tragwerken alle 20 bis 25 Jahren zu erneuern ist. Bei modernen Tragwerken, die seit 1986 nach dem „fabriksmäßigen DUPLEX-Verfahren“ beschichtet werden [QV6], ist eine Erneuerung des Korrosionsschutzes nur alle 30 bis 35 Jahre erforderlich. Neue Leitungen, die in den letzten zehn Jahren errichtet wurden, verursachen daher wesentlich geringere Betriebskosten und liegen etwa im Bereich von 1-2 TEUR pro Trassenkilometer (für zwei Systeme) und Jahr. Betriebskosten der 380-kV-Freileitung in Salzburg auf 124,5 km

Betriebskosten/km Betriebskosten gesamte Salzburgleitung

Angabe der KEMA 10 TEUR (2 x 5) 1.245 TEUR Durchschnittswert 380-kV-Leitungen nach Statistik der APG

2,7 TEUR 337,5 TEUR

Durchschnittswert von 380-kV-Leitungen mit Duplexbeschichtung nach Statistik der APG

1 TEUR 124,5 TEUR

Tabelle 14: Betriebskosten Freileitung pro Jahr

Durch die Annahme der zu hohen Betriebskosten in der KEMA-Dresden-Studie werden in der Be-rechnung der Kapitalwerte über die Lebensdauer der Freileitung die Kosten für die Freileitung zu hoch dargestellt. Die echten Betriebskosten einer 380-kV-Freileitung der APG werden in den ers-ten ca. 40 Betriebsjahren über die Lebensdauer betrachtet nur ein Zehntel des von KEMA-Dresden angegebenen Wertes betragen. Andere Instandhaltungsmaßnahmen, wie z.B. Korrosionsschutz und Sockelsanierung, werden bei der Salzburgleitung nach ca. 30 bis 35 Jahren notwendig, sie sind bei weitem nicht vergleichbar mit den Kosten einer Kabel-Neuanlage und deren Demontage nach 40 Jahren.


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Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) C.16. In dem o.g. Zusammenhang ist eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung unter Zugrundelegung

der Rückbaukosten und Neuinstallationskosten bei Kabelleitungen zu erstellen und im Ver-gleich zu einer Freileitung zu bewerten. Diese Bewertung wird in Kapitel 6 durchgeführt. Stellungnahme APG: Nachdem die von KEMA-Dresden angeführten Alternativen nicht behandelt werden, ist die Frage nicht vollständig beantwortet.


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V.7. Netztarifliche Auswirkungen zu niedrig dargestellt V.7.1. Berechnung netztariflicher Auswirkungen Executive Summary Volkswirtschaftliche Belastung durch höhere Industriestromtarife nicht berücksich-tigt Die Auswirkungen der höheren Tarife auf die österreichische Industrie und das Ge-werbe wurden durch KEMA-Dresden völlig außer Acht gelassen. Die volkswirt-schaftlichen Belastungen für Österreich, die dadurch entstehen, wurden nicht dar-gestellt. Kostensteigerung für Haushalte massiv höher als von KEMA-Dresden angegeben Durch die Anwendung von unrichtigen Parametern und Wertansätzen ist die Erhö-hung der Stromtarife durch eine Verkabelung seitens KEMA-Dresden viel zu gering dargestellt. Zwei Versionen der KEMA-Dresden-Studie: Korrektur der Tarif-Angaben in der ver-öffentlichten gegenüber der im Original übergebenen Variante Nicht ganz Österreich muss die Zusatzkosten des Kabels tragen, so wie in der im Original an APG übergebenen KEMA-Dresden-Studie dargestellt, sondern nur die Haushalte, die Industrie und Gewerbebetriebe mit Sitz in der APG-Regelzone. Da-durch, dass die Netzkunden in Vorarlberg und Tirol wegfallen, ist die Tariferhöhung in Restösterreich in der KEMA-Dresden-Studie natürlich höher als dargestellt. In der veröffentlichten Variante der KEMA-Dresden-Studie wurde diese Darstellung geändert, nun aber wurden unrichtige Parameter hinsichtlich der Verbrauchsmenge verwendet. Auch diese von den Studienautoren korrigierte Darstellung führt wieder dazu, dass die durch die Teilverkabelungen verursachte Tariferhöhung zu gering angesetzt wurde. Unrichtige Abschreibungsdauer für Freileitungen angenommen KEMA-Dresden setzt bei der Berechnung der Tarifauswirkungen der Teilverkabe-lungen die Abschreibungsdauer einer APG-Freileitung mit 80 Jahren an. Richtig ist, dass APG ihre Freileitungen entsprechend einem vom Regulator anerkannten Zeit-raum von 50 Jahren abschreibt. Nimmt man diesen korrekten Wert an, führt dies zu noch höheren Tarifauswirkungen. Eine Umlegung der Mehrkosten auf die Regelzone der APG kann nicht ohne weite-res angenommen werden.


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Risiken:

Ein Ansteigen der Netztarife und somit des Strompreises durch (Teil-) Verkabe-lungen führt zu einer unnotwendigen Belastung der Wirtschaft und der Haushal-te in der Regelzone APG, der kein Mehrwert (höhere Versorgungssicherheit, hö-here Leitungskapazitäten, etc.) gegenübersteht. Betriebe in der Regelzone APG haben durch diese - für die Versorgungssicherheit unnotwendigen - Zusatzkos-ten einen Wettbewerbsnachteil. Industrie- und Gewerbebetriebe könnten bei der Standortauswahl diesen Wettbewerbsnachteil nicht in Kauf nehmen und ihren Sitz sich außerhalb Österreichs (bzw. außerhalb der APG Regelzone) ansiedeln, was insgesamt zu negativen volkswirtschaftlichen Effekten führen wird.

Die von KEMA-Dresden berechneten Auswirkungen auf die Netzkosten beruhen auf unrich-tigen Annahmen (jährliche Kostensteigerung, Investitionskostenabschätzung, tarifliche Kal-kulationsgrundlage, Mengeneinschätzung und daraus resultierend Mehrbelastung privater Haushalte). KEMA-Dresden-Studie im Original: In der KEMA-Dresden-Studie werden in Kapitel 6.3.2 Auswirkungen auf Netzkosten die Kosten-steigerungen privater Haushalte wie folgt berechnet: „Für die Berechnung der zusätzlichen jährlichen Kostenbelastung der österreichischen Haushalte bei Realisierung einer der drei Investitionsalternativen können zunächst vereinfachend die annui-sierten Gesamtkosten auf die gesamte Elektrizitätsnachfrage in Österreich umgelegt und dann den jährlichen Elektrizitätskosten eines repräsentativen Haushalts zugerechnet werden. Unter Annah-me einer 80-jährigen Nutzungsdauer und eines kalkulatorischen Zinssatzes von 5 % ergeben sich die in Tabelle 6-26 bis Tabelle 6-28 angegebenen Annuitäten für die drei Varianten einer Freileitung, einer Vollverkabelung und einer Teilverkabelung der Salzburgleitung.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 502 / Veröffentlichte Version, S. 486) Daraus errechnet KEMA-Dresden folgende Belastung für einen Haushalt in zwei Varianten, bezo-gen auf Gesamtösterreich und auf die Regelzone APG:

Tabelle 15: Kostensteigerung der Elektrizitätsnachfrage

(KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 504 / Veröffentlichte Version, S. 488)


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Kritik seitens APG: Die KEMA-Dresden-Kalkulation zur Berechnung der Netzkosten beruht auf unrichtigen Annahmen im Bereich

- der Investitionskostenabschätzung - der Abschreibungsdauer - des Finanzierungszinssatzes - der verwendeten Methode zur Kostenermittlung - der Mengeneinschätzung zur Tarifkostenumlage

Die berechneten Kostensteigerungen privater Haushalte werden höher ausfallen als bei KEMA-Dresden dargestellt. Detaillierte Begründung der Kritik:

Abschreibungsdauer, Finanzierungszinssatz und verwendete Methode Die Berechnung der jährlichen Netzkosten erfolgt in der KEMA-Dresden-Studie anhand annuisier-ter Gesamtkosten. Dabei werden eine Nutzungsdauer von 80 Jahren und ein Zinssatz von 5 % angenommen. Der § 12 der Systemnutzungstarife-Verordnung der ECK (Energie-Control-Kommission) regelt die allgemeinen Grundsätze der Kostenermittlung für die Systemnutzungstarife. Bei der Ermittlung der Netzkosten ist demnach der Jahresabschluss des Netzbetreibers (Bilanz und Ergebnisrechnung) maßgebend. Die von der Regulierungsbehörde ECG (Energie Control GmbH) bei der jährlich durchgeführten Kostenprüfung anerkannten Kosten (auf Basis von Buchwerten) umfassen insbesondere:

- die lineare Jahresabschreibung der Investitionen - die Finanzierungsaufwendungen der Investition - die Betriebs- und Verlustkosten des jeweiligen Jahres

Die Abschreibungsdauer der Freileitung beträgt 50 Jahre. Es ist hier anzumerken, dass die KEMA-Dresden-Studie bei der näheren Erläuterung in diesem Kapitel zur Berechnung der jährlichen an-setzbaren Kosten richtigerweise anführt, dass die APG eine Abschreibungsdauer für Leitungen von 50 Jahren verwendet. (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 508 / Veröffentlichte Version, S. 492) Trotzdem werden die auf 80 Jahre annuisierten Investitionskosten für die Berech-nung herangezogen. In der Systemnutzungstarifeverordnung wird weiters die Ermittlung der Finanzierungskosten gere-gelt. § 13 (4) der Systemnutzungstarifeverordnung führt zur Kapitalbasis im Detail an: „Die verzinsliche Kapitalbasis ist durch die der Tarifbestimmung zugrunde liegende Bilanz im Sinne des § 8 ElWOG für die Übertragungs- und Verteilungstätigkeit zu bestimmen. Sie ergibt sich aus


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den für den Netzbetrieb nötigen Vermögensgegenständen abzüglich passivierter Einnahmen aus Netzzutritts- und Netzbereitstellungsentgelt (Baukostenzuschüsse) sowie abzüglich des Finanz-vermögens.“

Mengen In der KEMA-Dresden-Studie werden die Netzkosten auf ganz Österreich sozialisiert (Tabelle 6-30 in der KEMA-Dresden-Studie). APG ist jedoch nicht die einzige Regelzone in Österreich und be-sitzt somit nicht die von KEMA-Dresden vorausgesetzten 100 % Marktanteil. Die Umlage der Netz-kosten der APG erfolgt daher nur auf die Regelzone APG (ohne Tirol und Vorarlberg). In der veröffentlichten Version der Studie werden die Netzkosten in einer zweiten Variante auf 18,4 TWh umgelegt. Dies entspricht dem Nettoverbrauch (gemessene entnommene Energie aus der Netzebene eins) der Regelzone APG, was weder den tatsächlich transportierten noch den von APG tarifierten Mengen entspricht und somit nicht das tatsächliche Verfahren der Kostenverteilung abbildet. Ein einfacher Plausibilitätscheck würde jedoch aufzeigen, dass für die gesamte Regelzo-ne APG ein Gesamtverbrauch von 18,4 TWh viel zu gering ist, nachdem der Gesamtelektrizitäts-verbrauch in Österreich 66,5 TWh beträgt und sich der größte Teil des Übertragungsnetzes in Ös-terreich im Eigentum der APG befindet. Anstatt der von KEMA-Dresden verwendeten 66,5 TWh (Gesamtverbrauch Österreich) bzw. 18,4 TWh muss die Umlage der Kosten daher richtigerweise auf den Gesamtverbrauch der Regelzone APG erfolgen.

Investitionskostenabschätzung Die von KEMA-Dresden für die Berechnung der Auswirkungen auf die Netzkosten herangezoge-nen Investitionskosten einer Verkabelung sind zu gering eingeschätzt. Das in der KEMA-Dresden-Studie berechnete Verhältnis der Investitionskosten einer Vollverkabe-lung zur Freileitung ist mit 5,82 : 1 nach Ansicht von APG zu gering. Nähere Angaben sind im Kapitel V.6. „Massive finanzielle Risiken durch zu positive Kosten-Dar-stellung der Verkabelung“ zu finden.


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V.7.2. Auswirkungen für die Industrie Executive Summary In der Studie werden nur die Kostensteigerungen privater Haushalte untersucht. Die Aus-wirkungen für Industrie und Gewerbe durch höhere Netztarife werden bei der Darstellung außer Acht gelassen. Risiken: Reduzierte Wettbewerbsfähigkeit von Gewerbe und Industrie. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Ausgangspunkt der jeweiligen Berechnung sind die durchschnittlichen Elektrizitätskosten, die ein österreichischer Haushalt bei einem durchschnittlichen Elektrizitätsverbrauch von 3.500 kWh pro Jahr trägt.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 503 / Veröffentlichte Version, S. 487) Kritik seitens APG: Da Strom einen wesentlichen Inputfaktor bei der Herstellung von anderen Gütern darstellt, können höhere Netzkosten für die Industrie maßgeblich die Wettbewerbsfähigkeit beein-flussen. Detaillierte Begründung der Kritik: In der KEMA-Dresden-Studie werden nur die Auswirkungen der Kostensteigerungen für Haushalte dargestellt. Die Auswirkungen für die Wirtschaft werden dabei überhaupt nicht behandelt. „Höhere Netzkosten erhöhen den Strompreis mit Auswirkungen auf die Preise aller anderen Güter (Strom ist ein wesentlicher Inputfaktor bei der Herstellung von anderen Gütern). Somit können höhere Netzkosten maßgeblich die Wettbewerbsfähigkeit beeinflussen.“ (Siehe Beilage 1, Stellungnahme von Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik zu „KEMA-Gutachten zur Gesamtoder Teilver-kabelung der 380-kVLeitung „St. Peter —Tauern“ im Bundesland Salzburg, Kapitel 6, Volkswirt-schaftliche Untersuchung, Abschnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-Analyse“) Die bloße Darstellung der Auswirkungen auf Haushaltskunden stellt daher kein vollständiges Bild der Thematik dar.


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Eine Erhöhung der Netztarife zieht negative volkswirtschaftliche Effekte für Industrie und Gewerbe nach sich, die bei der Diskussion keinesfalls außer Acht gelassen werden dürfen (siehe dazu im Detail V.9. „Volkswirtschaft“ und Beilage 1, Stellungnahme von Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Miku-las Luptáčik zu „KEMA-Gutachten zur Gesamtoder Teilverkabelung der 380-kVLeitung „St. Peter —Tauern“ im Bundesland Salzburg, Kapitel 6, Volkswirtschaftliche Untersuchung, Abschnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-Analyse“ sowie Beilage 2, Kurz-Expertise von Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik zu „Ergänzungen und Anmerkungen zur Stellung-nahme zum KEMA-Gutachten zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung „St. Peter — Tauern“ im Bundesland Salzburg, Kapitel 6, Volkswirtschaftliche Untersuchung, Abschnitt 6.4: Ge-samtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-Analyse“).


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V.8. Raumplanung, Geologie Executive Summary Zahlreiche geologische Probleme und Risiken wurden in der KEMA-Dresden-Studie nicht berücksichtigt Im Kapitel Geologie der KEMA-Dresden-Studie werden Problemfelder im gesamten Untersuchungsraum, die sich aus topografischen und geologischen Gegebenheiten ergeben, dargestellt und auf zahlreiche Risiken (Hochwasserschutzgebiete, Hoch-wasserrisiko, Straßenquerungen, unterirdische Einbauten, Risiko durch Hangrut-schungen) dezidiert hingewiesen. Die aus den geologischen Problemstellungen re-sultierenden Konsequenzen werden in der KEMA-Dresden-Studie bei der Projektdi-mensionierung, in der Raumplanung, der Kostenerhebung, der volkswirtschaftli-chen Beurteilung oder in der Gesamtdarstellung der Machbarkeit nicht berücksich-tigt. Das führt zu einer unrichtigen Darstellung zugunsten des vorgeschlagenen Teilverkabelungsprojekts führt. So wurde beispielsweise der bei durchgehenden Künetten nachhaltige Einfluss aufgrund- und Hangwasserströme sowie Muren und Hochwasserströme nicht beurteilt. Besonders im Flachgau - mit einer stattlichen Anzahl an instabilen Hügeln - ergibt sich daraus durch wahrscheinliche Hangrut-schungen ein hohes Risiko für Infrastruktureinrichtungen wie Straßen und Bahn-strecken.

Risiken: Bei praktischer Umsetzung in Form des von KEMA-Dresden vorgeschlagenen Pro-jekts ergeben sich aus geologischen und topografischen Problemen Gefährdungs-bereiche für die Kabelsysteme. Kabelschäden – speziell durch Muren oder Wasser-schäden – können zu monatelangen Ausfällen führen und würden im 380-kV-Ring somit ein ernsthaftes Risiko für die österreichische Stromversorgung darstellen.

Einseitige und unvollständige Darstellung der Konfliktpotentiale Das von KEMA-Dresden über eine Umfrage bei Bürgermeistern entlang der ange-dachten Freileitungstrasse ermittelte Konfliktpotenzial erscheint einseitig: So wur-den z.B. die positiven Entlastungseffekte durch den Abbau und die Mitführung der 110-kV- und der 220-kV-Leitung nicht ausreichend berücksichtigt. Diese Entlastung betrifft im Projektgebiet praktisch alle 37 Salzburger Gemeinden, liegt im Durch-schnitt bei über 10 Prozent des derzeit gewidmeten Baulandes und erreicht im Spit-zenwert über 30 Prozent.


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Es wurden auch nicht alle betroffenen Gemeinden befragt. Diese Selektion ergibt eine völlig unzureichende Ausgangsbasis. Im Sinne einer objektiven Gegenüberstellung der Konfliktpotenziale hätten auch Un-tersuchungen über die Konfliktpotenziale entlang der von KEMA-Dresden vorge-schlagenen teilverkabelten Trasse angestellt werden müssen. Aufgrund von Leitungsbau-Erfahrungen zahlreicher Netzbetreiber sind in Bezug auf folgende Faktoren bei einer Teilverkabelung massive Konflikte bei Bürgern, Grund-besitzern und Anrainern zu erwarten:

- In welcher Gemeinde wird verkabelt; in welcher – mit welcher Begrün-dung – nicht

- Die Raumbelastung einer Kabeltrasse: neben dem Raum für die Kabel-systeme selbst müssen zu jeder Zeit und an jedem Punkt der Verkabe-lung Zufahrtsmöglichkeiten und Zugänglichkeit bestehen

- Im Gegensatz zur Freileitung besteht über den Kabelsystemen (unab-hängig von elektromagnetischen Feldern) absolutes Bauverbot (also auch für Wirtschaftsgebäude)

- Verbot der Bepflanzung mit tief wurzelnden Pflanzen - Konfliktpotenzial bei Kabelnähe

Risiken: Durch die einseitige Darstellung des Konfliktpotenzials nur hinsichtlich der Freilei-tungstrasse wird der Eindruck der Machbarkeit der Teilverkabelungsvariante er-weckt, ohne auch nur Grundeigentümer und Anrainer auf die erheblichen Ein-schränkungen durch eine Kabeltrasse hinzuweisen und die damit verbundenen Konfliktpotenziale zu erheben. Bewertungskriterium „Sichtbarkeit der Masten“ geht von „Labor“-Situation aus. Bei der Freileitungstrasse wird zur Erhebung des Konfliktpotenzials lediglich das Landschaftsbild mit dem Bewertungskriterium Sichtbarkeit der herangezogen Mas-te. Dabei geht KEMA-Dresden davon aus, dass die Masten von jedem Punkt inner-halb eines Abstands von 1 km gleichermaßen sichtbar sind. Dies wäre allerdings nur dann der Fall, wenn die Landschaft im Trassenraum völlig homogen und vor al-lem eben wäre – was den Salzburger Gegebenheiten definitiv nicht entspricht. Diese von KEMA-Dresden trotzdem herangezogene theoretische und unrealistische „Labor“-Situation widerspricht jeglicher seit Jahrzehnten üblichen Trassenplanung: In der Praxis ist eine digitale Sichtraum-Analyse üblich, die das natürliche Gelän-deprofil berücksichtigt, um für jeden Maststandort einen Platz mit der geringst mög-lichen Beeinträchtigung des Landschaftsbildes zu finden. Die von KEMA-Dresden auf diese Art ermittelten Daten können daher nicht als methodisch zulässig be-zeichnet werden.


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Darauf basierend zu beurteilen, ob eine Verkabelung zu erfolgen hat, kann nur als fragwürdig bezeichnet werden. Noch fragwürdiger ist allerdings das von KEMA-Dresden präsentierte Teilverkabelungsergebnis: Da überall von der gleichen Sicht-barkeit der Masten ausgegangen wurde, ist erstaunlich, dass eine Verkabelung aus diesem Titel nur für einige Gemeinden empfohlen wird. Weitere wesentliche Bewertungskriterien wurden nicht herangezogen. So spielt z.B. das absolute Bauverbot auf einer Kabeltrasse mit dem vorzusehenden Platzbedarf für die nach ca. 40 Jahren erforderliche Erneuerung in der Raumbelastung eine we-sentliche Rolle. Auch die ständige und uneingeschränkte Erreichbarkeit dieser Trasse mit schweren Baufahrzeugen belastet die Raumentwicklung. Risiken: Die Erhebung des Konfliktpotenzials auf dieser sehr hinterfragenswerten Basis muss als unzulässig bezeichnet werden und bietet ein hohes Risiko von Konflikten zwischen einzelnen Gemeinden. Im Verfahrensweg waren die Teilverkabelungen nicht umsetzbar Die APG hat der KEMA-Dresden alle Synergien und Möglichkeiten angegeben, die sich mit dem APG-Salzburg AG-Gemeinschaftsprojekt 380-kV-Salzburgleitung die sich für das 110-kV-Landesnetz und das Land Salzburg ergeben (Demontage anderer Freileitungen, beste-hende Leitungstrassen werden mitbenützt etc.). Der Fragebogen an die Gemeinden liefert keine Angaben über die zu erwartenden Ein-schränkungen durch eine eventuelle Kabeltrasse. Die Studie liefert keine Angaben darüber, wie die Raumbelastungen eines Kabels vorzustellen wären (jederzeit und überall Zugäng-lichkeit und Zufahrtmöglichkeit zum Kabel, keine tief wurzelnden Pflanzen gestattet, etc.). Diese Erschwernisse durch ein Kabel sind in den Kostenermittlungen und volkswirtschaft-lichen Auswirkungen nicht abgebildet. Es wird in der Studie so getan, als würde die 380-kV-Leitung durch bislang unberührtes Ge-biet geplant sein. Tatsächlich folgt die neu geplante 380-kV-Leitung bestehenden 110- und 220-kV-Leitungstrassen, wobei mehr als rund doppelt soviel Trassenkilometer demontiert werden, als die 380-kV-Leitung lang ist. Weiters ist zu beachten, dass die im Rahmen des Projektes Salzburgleitung zu demontierenden 110- und 220-kV-Leitungen sich vorwiegend im Talboden befinden und somit sehr Siedlungsnah sind, wogegen die neu zu errichtende 380-kV-Leitung wenn möglich siedlungsfern in höher gelegenen Berglagen geführt wird.


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V.8.1. Konfliktanalyse auf Basis einer Gemeindebefragung KEMA-Dresden-Studie im Original: „Auf der 110-kV-Ebene plant die Verbund-APG die Demontage und Mitführung von Freileitungs-trassen mit einer Gesamt-Länge von etwa 75 km, die im Bundesland Salzburg ausschließlich den zweiten Trassenabschnitt berühren und sich in den Bezirken St. Johann und Zell am See konzen-trieren. Bild 5-3 zeigt die für diese Untersuchung relevanten Freileitungsabschnitte, die zur Demon-tage und Mitführung auf der neu zu errichtenden 380-kV-Freileitung vorgesehen sind. Die beste-hende 220-kV-Leitung kann aus technischer Sicht auch im Falle der Realisierung einer Erdkabel-Lösung zurückgebaut werden. Daher wird die 220-kV-Ebene nicht in die raumplanerische Begut-achtung mit einbezogen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 320 / Veröffentlichte Version, S. 304) „Aufgrund der 220-kV-seitigen Verbindung von Tauern nach Weißenbach sowie von Lienz nach Obersielach ist die Aufrechterhaltung des vertikalen Lastflusses zur Versorgung der angeschlos-senen Verbraucher in den UW Salzach neu, Pongau und Tauern denkbar, wurde aber im Rahmen dieser Studie nicht explizit untersucht.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 216 / Veröffentlichte Version, S. 200) „Betrachtungen zu den zusätzlichen Planungen des Netzbetreibers APG, wie etwa die Zuleitung aus dem Wagrainer Tal zum UW Pongau, sind nicht Bestandteil dieses Gutachtens.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 243 / Veröffentlichte Version, S. 227) Kritik seitens APG: Es wurden nicht alle 37 Standortgemeinden der Salzburgleitung befragt, daraus ergibt sich eine völlig unzureichende Ausgangsbasis. Auf den Verlust von Synergievorteilen der Salz-burg AG und des Landes Salzburg im Falle der Teilverkabelung (z.B. durch eine andere Trassenführung keine Mitführungen und Demontagen) wurde nicht hingewiesen. Der Rückbau der 220-kV Leitung und die daraus resultierenden Folgen wurden nicht unter-sucht. Wie in Kapitel V.2. (Kabel in der Salzburgleitung ist nicht „Stand der Technik“) dieses Dokuments beschrieben ist die von KEMA-Dresden vorgeschlagene Leitung unterdimensi-oniert. Somit basieren die Schlussfolgerungen von KEMA-Dresden in Bezug auf die Kon-fliktanalyse auf unrichtigen Annahmen. Der Rückbau der 220-kV Leitung kann nur dann er-folgen, wenn die Netzsicherheit durch eine neue Leitung mit den von der APG geforderten Übertragungskapazitäten gewährleistet ist. Wie aus den o.a. Originalzitaten hervorgeht, be-schreibt selbst KEMA-Dresden, dass die 220-kV-Leitung Tauern – Weißenbach für die peri-odisch wiederkehrende Erneuerung des Kabels bestehen bleiben muss.


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Detaillierte Begründung der Kritik: Da es beim Kabelprojekt keine 110-kV-Mitführung gibt, muss der notwendige Ausbau der 110-kV-Ebene mit seinen Raumbelastungen mitbeachtet werden. Es ist daher der Neubau der 110-kV-Leitung Schwarzach – Pinzgau (1 System) mit ca. 28 km und Pongau – Schwarzach (1 System) mit ca. 12 km sowie der Fortbestand der 110-kV-Schiene der APG Arthurwerk – Schwarzach – Ka-prun mit insgesamt ca. 47 km als Raumbelastung in den betroffenen Gemeinden zu berücksichti-gen. Ebenso ist der Bestand der 220-kV-Weißenbach-Leitung in der Raumbelastung zu beachten. Als Ausgangsbasis für die Konfliktanalyse wurde ein Fragebogen herangezogen und nicht alle vom Projekt betroffenen 37 Salzburger Gemeinden befragt. Diese Selektion führt zu völlig unzureichen-den Basiswerten. (siehe Beilage 15, Gutachten zum vorliegenden Berichtsteil zu „5.2. Konfliktana-lyse auf Basis einer Gemeindebefragung aus der Studie“ von Univ. Prof. Dkfm. Dr. Fritz Karmasin). Nachdem der Fragebogen in der Studie nicht beiliegt, ist für die APG eine detaillierte Beurteilung nicht möglich. Jedenfalls müssen bei der Beschreibung der Kabelabschnitte die verbleibende Belastung in der „Kabelgemeinde“, aber auch die dadurch notwendigen Konsequenzen in anderen „Nicht-Kabel-gemeinden“ dargestellt und beurteilt werden. Fachlich-methodische Kritikpunkte ergeben sich in der Auswahl der Kriterien (Waldfunktionen, Landschaftsschutz sind nicht primär raumordnerische Fragestellungen). Beim Kriterium Siedlungs-entwicklung ist festzuhalten, dass Grünland im Dauersiedlungsraum nicht mit Baulandreserven gleichzusetzen sind. Der methodische Ansatz im Kriterium Vorbelastung ist nicht nachvollziehbar und widerspricht dem Bündelungsgebot von neuen Projekten mit vorhandener Infrastruktur. Die Demontage der bestehenden 220-kV-Leitung muss aus Gründen der Methodik berücksichtigt werden. Das Weglassen der Demontage führt zu einer Höherstufung der Konflikte für das Frei-leitungsprojekt im gering bewaldeten, nicht gebirgigen Raum sowie in jenen Trassenabschnitten, wo zusätzliche 110-kV-Demontagen nicht vorgesehen sind. Die gewählte Gewichtung der Ergebnisse gleicht dies teilweise aus, teilweise werden sie noch ver-stärkt. Das Bewertungsverfahren ist nicht geeicht (z.B. durch Ansatz eines Worst-Case-Szenarios wie der Querung einer Agglomeration o. Vglb.), die Ergebnisse sind daher nur relativ zueinander bewertbar. Der implizierte Schluss, die relativ höchsten Konflikte seien damit verkabelungswürdig, ist methodisch unrichtig. Die im Gutachten selbst enthaltene Aussage, auch die höchsten auf der Trasse ermittelten Konflikte seien insgesamt allenfalls durchschnittlich, bleibt unberücksichtigt. Aufgrund der in der Studie angeführten Maßnahme, dass für die Erneuerung der Kabelsysteme nach ca. 40 Jahren für die Aufrechterhaltung des vertikalen Lastflusses die 220-kV-Leitung Tauern – Weißenbach eingesetzt wird, ist die bleibende Raumbelastung im Bereich der Gemeinden Ka-prun, Bruck, Taxenbach, Lend, Goldegg, St. Veit, St. Johann und Wagrain aufzunehmen und in al-len Beurteilungs- und Bewertungsschritten zu beachten. Es ist nicht zulässig, nur den Informa-tionsstand des Freileitungsprojektes heranzuziehen.


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„Alle im Rahmen des Bewertungsverfahrens zur Anwendung kommenden Kriterien sind im Fol-genden nach einem einheitlichen Schema durchnummeriert. Dabei steht das Kürzel ,F3‘ für die Freileitung mit einer Nennspannung von 380 kV, während das Kürzel ,F1‘ Kriterien für die Bewer-tung von Freileitungen der Spannungsebene 110 kV bezeichnet.“ (KEMA-Dresden-Studie, Über-gebenes Original, S. 402 / Veröffentlichte Version, S. 386) Damit ein vollständiger Vergleich des Konfliktpotenzials erreicht wird, ist der Neubau der 110-kV-Landesschiene aufzunehmen, da in der Studie kein 110-kV-Mitführen erfolgen. Ebenso sind die Auswirkungen für den Weiterbestand der 220-kV-Leitung Tauern – Weißenbach im Raum Wagrain zu berücksichtigen. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Der Fragebogen umfasste die folgenden Fragenkomplexe:

• Angaben zur Gemeinde (Bearbeiter, Kontaktdaten); • Gemeindlicher lnformationsstand zum geplanten Vorhaben (Freileitungsneubau- und De-

montagevorhaben); • Gemeindlicher Diskussionsstand (bereits durchgeführte öffentliche Bürgerversammlungen,

bereits gegründete Bürgerinitiativen, bereits vorliegende schriftliche Stellungnahmen); • Erwartete Belastungswirkungen auf dem Gebiet der Gemeinde (Rangfolge der Belastun-

gen, beeinträchtigte Nutzungen, räumliche Konfliktschwerpunkte in Hinblick auf Eingriffs-intensität, Empfindlichkeit und Wertigkeit von Nutzungen/Schutzgütern, Hemmnisse für Gemeindeentwicklung); sowie

• Erwartete Entlastungswirkungen durch den Rückbau von bestehenden Freileitungen (räum-lich, sachlich).“

(KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 323 / Veröffentlichte Version, S. 307) Kritik seitens APG: Der Fragebogen, der die Basis der Bewertungskriterien darstellt, wurde der KEMA-Dresden-Studie nicht beigelegt. Somit ist nicht nachvollziehbar, wie die Methodik zur Analyse der möglichen Konflikte aufgebaut wurde. Eine Zusammenfassung der aus allen Befragungen ermittelten Konfliktfaktoren, wie sie in Folge in der KEMA-Dresden-Studie zur Bewertung des Konfliktpotenzials herangezogen wurden, ist ebenso nicht in der KEMA-Dresden-Studie enthalten. Detaillierte Begründung der Kritik: Die Methode, Kriterien auf einer vorangestellten Ermittlung von Konflikten aufzubauen, ist zulässig. Zur Ermittlung des Konfliktpotenzials wurden Befragungen mittels standardisiertem Fragebogen durchgeführt. Entsprechend den Angaben zum Fragebogen wurden „erwartete Belastungswirkun-


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gen – Rangfolge der Belastungen“, beeinträchtigte Wirkungen, Empfindlichkeit und Wertigkeit von Nutzungen sowie Hemmnisse für die Gemeindeentwicklung abgefragt. Bei Methoden, die auf der Entwicklung von Bewertungskriterien mittels Befragung beruhen, ist es zur Sicherstellung der Nachvollziehbarkeit und zum Verständnis der Ergebnisse notwendig, den Fragebogen als Grundlage in der KEMA-Dresden-Studie beizulegen. Der Fragebogen ist nicht im Gutachten enthalten, es kann damit auch nicht nachvollzogen werden, ob und, wenn ja, welche Belastungen bereits vorgegeben wurden, bzw. ob und in welcher Form die Entlastungswirkungen durch den geplanten Rückbau der bestehenden 220-kV-Leitung Teil der Befragung waren. Neben den politischen Entscheidungsträgern in den Gemeinden wurden auch Gemeindebürger-Innen bzw. Mitglieder von Bürgerinitiativen befragt. Dazu ist grundsätzlich anzumerken, dass Ant-worten betreffend die Entwicklungsabsichten der Gemeinde – und hier im Speziellen die Sied-lungsentwicklung – den Entscheidungen der gewählten politischen Mandatare (Gemeindever-tretungen), nicht aber Bürgerinitiativen bzw. Mitgliedern der Gemeindeverwaltung obliegen.


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V.8.2. Entwicklung eines Trassen-Bewertungsverfahrens; Beeinträchtigung der

Wohnfunktion und der Siedlungsentwicklung Executive Summary Die Festlegung der Abstandsklassen in Bezug auf die Kabeltrasse ist weder fachlich begründbar, noch konsistent mit an anderen Stellen in der KEMA-Dresden-Studie ermittelten Werten. Es wurde nicht die Anzahl der Objekte, sondern die Katasterflä-che, auf denen sich ein Objekt befindet wurde betrachtet. Darüber hinaus wurde im Gegensatz zur gängigen Praxis nicht unterschieden zwischen Wohnobjekten und anderen Objekten. Risiken: Bei einer Realisierung wäre das Projekt nicht genehmigungsfähig. In den Kapiteln „Raumplanung“ und „Geologie“ ergeben sich die folgenden Widersprüche bzw. fehlen Untersuchungen (siehe auch Beilage 9, Raumordnungsfachliche Stellungnahme zur Studie von Mag. Claudia Schönegger):

- Der Raumplaner hat seine Konfliktpotenzial-Untersuchung auf den Planungsraum der Freileitung bezogen.

- Der Geologe hat seine Beurteilung eines Planungsraumes für ein Kabel auf einen von der Freileitung zum Teil abweichenden Planungsraum bezogen (z.B. Pass Lueg bis Taxenbach; von Bruck bis Tauern) und weicht somit vom Untersuchungsraum des Raumplaners ab.

- Die Konsequenzen, die sich aus der Beurteilung des Geologen ergeben, wurden bei der Raumplanung nicht berücksichtigt. Somit beurteilen zwei Fachbeiträge in der Studie unterschiedliche Planungsräume.

- Eine aussagekräftige raumplanerische Beurteilung hätte auch eine Konflikt-Beurtei-lung der vom Geologen untersuchten Kabeltrasse beinhalten müssen.

- Zusätzlich fehlen raumplanerische Untersuchungen für jene Gebiete, die zukünftig durch Freileitungs-Demontagen entlastet werden.

- Zusätzlich fehlen raumplanerische Untersuchungen für jene Bereiche der bestehen-den 220-kV-Freileitung von Tauern nach Weißenbach, die auf Vorschlag der Studie bestehen bleiben sollen.

Die Abstandsklassen wurden in der Studie großräumig festgelegt. Bei der Topografie im Projektgebiet sind solche großräumigen Überlegungen nicht zielführend und absolut un-


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üblich. Hier muss wesentlich kleinräumiger vorgegangen werden, um die Besonderheiten der Landesnatur zu berücksichtigen. Es bestehen massive Widersprüche bei der Festlegung der Abstandsklassen zur Ermittlung der Wirkräume für die 380-kV-Kabeltrasse. Die unterschiedliche Nutzung von Bauwerken, die entlang der Trasse erhoben wurden, wur-de nicht berücksichtigt (z.B. Heustadel, Wirtschaftgebäude, Wohnhaus). Die Studie hat jene Parzellen untersucht, die in den Untersuchungsraum ragen und auf de-nen sich Objekte befinden. Nicht berücksichtigt wurde, an welcher Stelle dieser Parzelle das jeweilige Objekt steht. Der Ansatz, nicht gewidmetes Grünland generell als Reservebauland zu werten, ist fachlich unrichtig. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Die Festlegung absoluter Bewertungsmaßstäbe oder gar die Bildung von Schwellenwerten für die Zumutbarkeit einzelner Kriterienausprägungen konnten im Rahmen der vorgelegten Untersuchung nicht vorgenommen werden. Für diese Aufgabe wären umfangreiche wissenschaftliche Unter-suchungen unterschiedlicher Belastungssituationen und Belastungsräume für verschiedenartige Übertragungssysteme erforderlich.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 456 / Veröf-fentlichte Version, S. 440) „Das Kriterium ,Beeinträchtigung der Wohnfunktion‘ (mit den Teilkriterien 1.1 bis 1.4) bezieht sich auf den Wohngebäudebestand in der näheren Umgebung der Trasse.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 406 / Veröffentlichte Version, S. 390) „Für die einzelne potenzielle Bauland-Fläche wird im Rahmen der vorliegenden Untersuchung je-doch kein Unterschied mehr in der Bedeutung bzw. Empfindlichkeit zwischen Grünland als zu-künftigem Bauland und heute bereits gewidmetem Baugebiet gemacht.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 408 / Veröffentlichte Version, S. 392) Kritik seitens APG: Nicht nachvollziehbar ist die Klassifizierung der Gemeinden in Konfliktklassen. Es bilden sich hier nur die unterschiedlichen Konfliktsituationen der Gemeinden untereinander ab. Es bedeutet jedoch nicht der höchste Wert zwangsläufig ein sehr hohes Konfliktpotenzial. Nachdem hier noch unrichtige Grundlagen verwendet wurden (Demontagen und Neubauten unberücksichtigt geblieben sind), ist das Ergebnis fraglich


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Bis zu 30 % der Gebäude einer Gemeinde dienen nicht der Wohnnutzung. Wohngebäude wurden nicht von anderen differenziert betrachtet. Dies führt zu einer starken Verzerrung der Ergebnisse. Unzulässige Vermischung bei der Betrachtung von Wohnobjekten mit anderen Objekten. Flächen innerhalb des Dauersiedlungsraumes werden als „Reserveflächen“ und damit als potenzielles Bauland bewertet. Diese generelle Annahme ist nicht zulässig. Detaillierte Begründung der Kritik: Die definierten Abstandsklassen bilden den Kern der weiteren Berechnungen und Bewertungen. Sie sind in Bezug auf die Abstandsklasse 1 und 2 (Servitutsstreifen und Magnetflussdichte 1 µT) nachvollziehbar. Die Abstandsklassen 3 bis 5 wurden jedoch nur auf ein Wirkkriterium bezogen – der Sichtbarkeit –, die in ihren Abständen nicht begründet und damit nicht nachvollziehbar wird. Darüber hinaus wird beim Faktor „Sichtbarkeit“ davon ausgegangen, dass Masten von jedem Punkt im genannten Ab-stand in gleicher Weise sichtbar sind. Es wird von einem homogenen Gelände ausgegangen, das weder im Flachgau und keinesfalls innergebirg gegeben ist. Die Stabilität und Relevanz der daraus ermittelten Daten ist methodisch als nicht zulässig zu erachten. Hier sei angemerkt, dass in der vorliegenden UVE für die Salzburgleitung im Vergleich dazu mit Daten gearbeitet wurde, die auf einer digitalen Sichtraumanalyse und damit auf der Berücksichtigung der Geländegegebenheiten beruhen. Bezüglich der Abstandsklassen zur Ermittlung der Wirkräume für die 380-kV-Kabeltrasse sind massive Widersprüche zu den erforderlichen Trassenbreiten, wie sie z.B. im Kapitel „Geologie“ aufgezeigt werden, feststellbar. (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 249 / Veröffent-lichte Version, S. 232, inhaltlich geändert). So wurden z.B. für die Abstandsklasse 1, die dem Ser-vitutsstreifen von 30 m bei der 380-kV-Freileitung gleichgesetzt wird, eine Breite von 5,5 m beid-seits und damit eine Gesamtbreite von 11 m angenommen, die weder die angeführte notwendige Befahrbarkeit noch den freizuhaltenden Korridor zur Einhaltung von Sicherheitsabständen für die Verlegung eines Ersatzkabels beinhaltet. Der Abstand von 20 m der Abstandsklasse 2 ist ebenso nicht nachvollziehbar begründet und weist keine fachlichen Bezüge zu anderen Ergebnissen der KEMA-Dresden-Studie auf. Zusammenfassend kann zur Festlegung der Abstandsklassen in Bezug auf die Kabeltrasse fest-gehalten werden, dass diese weder fachlich begründbar noch konsistent mit an anderen Stellen der KEMA-Dresden-Studie ermittelten Werten ist. Weiters wird in keinem Punkt der KEMA-Dresden-Studie, der sich z.B. auf die Ermittlung von Pro-zentanteilen von innerhalb der Abstandsräume gelegenem Bauland stützt, darauf hingewiesen, dass die Abstandsräume unterschiedliche Breite und damit unterschiedliche Flächen aufweisen.


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Eine Addition der Prozentanteile ist auch hier nur zum Vergleich der Gemeinden untereinander, nicht aber zur Ermittlung eines Konfliktpotenzials zulässig. Folgende methodischen Zugänge werden aus Sicht der APG als unzureichend bzw. unzulässig erachtet:

• Nicht die Anzahl der Objekte, sondern die Katasterfläche, auf denen sich ein Objekt be-findet, wurden für die Ermittlung der Prozentanteile am jeweiligen Abstandsraum heran-gezogen. Dies ist vor allem bei Objekten, die sich im Bereich landwirtschaftlicher Betriebe befinden, äußerst problematisch, da hier überdurchschnittlich große Parzellenstrukturen gegeben sind. (Vgl. Verbauung von Grünlandflächen, soweit diese innerhalb des Dauer-siedlungsraumes gelegen sind)

• Aufbauend auf dem vorliegenden SAGIS-Datenbestand wurden alle digital erfassten Objek-

te für die Ermittlung der Werte herangezogen und für alle eine Wohnnutzung angenommen. Aus den statistischen Daten pro Gemeinde ist klar ersichtlich, dass bis zu 30% der Gebäu-de einer Gemeinde nicht der Wohnnutzung dienen. Diesem Umstand wurde zwar kurz Rechnung getragen, bei den entsprechenden Auswertungen aber nicht beachtet. Die in Bezug auf das Kriterium „Beeinträchtigung der Wohnfunktion“ so ermittelten Werte dürfen keinesfalls für Begründungen bzw. Einschätzungen zur Konfliktsituation herangezogen werden.

• Die so ermittelten Werte mit der Bezugsgröße „Fläche“ ohne Berücksichtigung der tat-

sächlichen Nutzung ergeben überhöhte Größenordnungen. Folgende Kritik betr. Siedlungsentwicklung ist gegeben: Es wurden alle Flächen innerhalb des Dauersiedlungsraumes (Basis Abgrenzung Dauersiedlungs-raum SAGIS) als „Reserveflächen“ und damit als potenzielles Bauland bewertet und dafür Ab-standsräume bis 1.000 m zur Trassenachse herangezogen. Dieser Zugang ist raumordnungsfach-lich als grob unzureichend zu bewerten. Da die räumlichen Entwicklungskonzepte der Gemeinden zur Verfügung stehen und auch die Entwicklungsabsichten in den Gemeindeinterviews abgefragt wurden, kann davon ausgegangen werden, dass bekannt ist, dass nur ein geringer Teil der derzeit bestehenden Grünlandflächen innerhalb des Dauersiedlungsraumes als „potenzielles Bauland“ und damit als für die Siedlungsentwicklung geeignet zu bewerten ist. Auf die Planungen der Ge-meinden wurde im Kapitel „Ziele des Landschaftsschutzes“ Bezug genommen, nicht aber in Bezug auf die „Siedlungsentwicklung“. Die folgenden Abbildungen sollen einen Überblick über die Raumordnungsbilanz, repräsentativ für die Gemeinden St. Veit, Bruck und Eugendorf sowie für die komplette Strecke „Tauern – Salzach neu“ geben. Aus den unten angeführten Abbildungen ist ersichtlich, dass die Rückbauten der 110- bzw. 220-kV-Leitungen wertvollen Siedlungsraum im Talboden frei gibt, wogegen die 380-kV-Leitung möglichst siedlungsfern geführt wird. Im Gemeindegebiet St. Veit erfolgt die Einbindung der mitgeführten 110-kV-Leitung vom Kraftwerk Schwarzach. Der rot dargestellte Bereich ist die


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Trasse der neuen 380-kV-Leitung. Die blauen und grünen Bereiche sind die Trasse der zurück zu-bauenden 110-kV- bzw. 220-kV-Leitungen.

Abbildung 19: Raumplanungsbilanz St. Veit

Abbildung 20: Raumplanungsbilanz Bruck


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Abbildung 21: Raumplanungsbilanz Eugendorf

Abbildung 22: Raumplanungsbilanz Salzburgleitung


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Abbildung 23: Raumplanungsbilanz Salzburgleitung


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V.8.3. Kriterienauswahl für Trassenbewertung Executive Summary Die in der Studie herangezogene Bewertungsmethode eignet sich nur zum Vergleich der Gemeinden untereinander Es ist kein Maßstab für die Beurteilung von Verkabe-lungsstrecken. Die Bewertung des Konfliktpotenzials der Freileitungstrasse basiert ausschließlich auf Landschaftsbild (Sichtbarkeit der Masten). Dabei wird davon ausgegangen, dass von jedem Punkt innerhalb eines Abstandes von 1 km die Masten der Freileitung im gleichen Ausmaß sichtbar sind. Dies widerspricht den topografischen Gegebenhei-ten des Bundeslandes Salzburg und jeglicher seit Jahrzehnten durchgeführten Trassenplanung. (In der Praxis wird mittels Sichtbarkeitsanalyse für jeden Mast-standort die geringstmögliche Beeinträchtigung der regionalen Bevölkerung ermit-telt. Risiken: Die untersuchten Teilverkabelungsabschnitte stellen für die einzelnen Gemeinden keinen Konsens dar. Es ist zu erwarten, dass bei der Entscheidung welche Ab-schnitte verkabelt werden sollen weitere Konflikte entstehen. Die abgeleitete Beurteilung, ob eine Verkabelung auf dem jeweiligen Gemeindegebiet erfor-derlich ist, ist nicht zulässig. Völlig unverständlich ist, dass im Gesamtergebnis eine Verka-belung nur für einzelne Gemeinden empfohlen wird. In den einzelnen Teilen des Gutachtens wurde immer wieder darauf hingewiesen, dass eine räumliche Prüfung der Kabeltrasse nicht erfolgt ist. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Hervorzuheben ist, dass die Gesamtbewertung auch bei den höchsten Werten etwa nur die Hälfte der maximal möglichen Konfliktpunktzahl erreicht. Dies deutet darauf hin, dass in den Trassen-abschnitten nicht alle untersuchten Konflikte gleichzeitig auftreten.“ (KEMA-Dresden-Studie, Über-gebenes Original, S. 444 / Veröffentlichte Version, S. 428) „Es ist aber möglich, die Konfliktpotenzialflächen, die für die Freileitungs-Entwurftrasse der Ver-bund-APG sowie für die zu demontierenden 110-kV-Freileitungen erhoben werden konnten, mit


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den Wirkräumen der Kabeltrasse gleicher Trassenlänge zu vergleichen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 447 / Veröffentlichte Version, S. 431) Kritik seitens APG: Die aufbauend auf die Bewertungsmethode ermittelten Werte pro Gemeinde eignen sich ausschließlich zum Vergleich der Gemeinden untereinander, nicht aber zur Feststellung ei-ner Wirkungsintensität, wie sie zur Belegung von Aussagen über die Notwendigkeit einer Verkabelung erforderlich sind. Detaillierte Begründung der Kritik: Im Hinblick auf die klassischen Indikatoren der Raumordnung „Beeinträchtigung von Wohn-nutzung“ und „Beeinträchtigung der Möglichkeiten der Siedlungsentwicklung“ sind die Methode und hier im Besonderen die Eingangsdaten (Flächen in Bezug auf die Objektnutzung sowie Grün-land im Dauersiedlungsraum – vgl. oben) sowie die Begründung und Anwendung von Abstands-räumen unterschiedlicher Breite derart gekürzt, dass keine schlüssigen Ableitungen zulässig sind und keine gültigen Grundlagen für die zusammenfassenden Ergebnisse ermittelt werden können. Die nachfolgende Klassifizierung und Gewichtung ist, angesichts der geringen Qualität der Aus-gangswerte, für die weitere Bewertung ungeeignet. Das Ergebnis bildet die Unterschiede in der Konfliktsituation der Gemeinden untereinander ab, lässt aber keine Schlüsse über die Konflikte, gemessen (geeicht) an maximal zulässigen Konflik-ten, zu. Der höchste vorkommende Wert für die Gemeinden entlang der Salzburgleitung muss nicht zwangsläufig ein Wert mit sehr hohem Konfliktpotenzial für die Freileitung sein. Diesem Umstand wird in der Studie Rechnung getragen: „Hervorzuheben ist, dass die Gesamtbewertung auch bei den höchsten Werten etwa nur die Hälfte der maximal möglichen Konfliktpunktzahl erreicht. Dies deutet darauf hin, dass in den Trassen-abschnitten nicht alle untersuchten Konflikte gleichzeitig auftreten. Bild 5-76 zeigt aber auch, dass die gewählte Trasse in Bezug auf die Bewertung der Kriterien im Einzelnen etwa bei 200 Punkten liegt, sodass selbst für die Gemeinden mit der höchsten Punkt-zahl sich immer noch eine durchschnittliche oder sogar neutrale Bewertung ergibt.“ (KEMA-Dres-den-Studie, Übergebenes Original, S. 444 / Veröffentlichte Version, S. 428) In Kapitel 3.5 der KEMA-Dresden Studie werden jedoch entlang ausgewählter Teilstrecken sowohl konkrete Längen als auch Abweichungen von der in Planung befindlichen Freileitungstrasse dar-gelegt und bewertet. Für das Teilstück Bruck – Piesendorf wurde z.B. für die Verkabelung eine Teilstrecke im Talbereich bewertet, im Kapitel Raumordnung wurde aber weiterhin lediglich der Faktor „Wirkraum“ (der sich durch Multiplikation der Trassenlänge für die Freileitung mit den Ab-


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standsklassen für ein 380-kV-Kabel ergibt) als Grundlage für eine Gegenüberstellung herange-zogen. Die Trasse der Freileitung verläuft hier jedoch in gänzlich unterschiedlichen Räumen (Hangbereich). Auch an diesem Punkt des Gutachtens sind wesentliche Inkonsistenzen sowohl im Gegenstand der Bewertung – es gibt keine konsistenten Trassen für Teilverkabelungsstrecken, die für jeden Teil des Gutachtens als Bewertungsgrundlage herangezogen werden – als auch in den zu erwar-tenden Wirkungen (z.B. Abstandsklassen, Wirkindikatoren …) festzustellen. Um Missinterpretationen zu vermeiden hätte vor allem bei der Zusammenfassung und beim Re-sümee des Kapitels Raumplanung darauf verwiesen werden müssen, dass für Längenangaben und quantitative Werte in Bezug auf Aussagen zur Raumplanung immer der geplante Trassenraum der 380-kV-Leitung herangezogen wurde. Obwohl für die Beurteilung des Kabels (z.B. hinsichtlich geologischer Risiken) bereits geringfügige Verschiebungen der Trasse zu gravierend anderen Er-gebnissen führen, wurden in der KEMA-Dresden-Studie trotzdem unterschiedliche Trassenführun-gen von Kabel und Freileitung (Kabel im Talbereich, Freileitung im Hangbereich) dargestellt. Die Gegenüberstellung Fläche der Wirkzonen mit den Konfliktflächen entlang der Trasse der 380-kV-Leitung in den einzelnen Abschnitten erscheint daher als wenig aussagekräftig (beachtet man hier vor allem auch wieder die Qualität der Eingangsdaten) und für die Empfehlung von Teilverka-belungsabschnitten als nicht zulässig. Neben der Trassenlänge und Ermittlung der Wirkräume, die keinerlei Bezug zur Erheblichkeit der tatsächlichen Wirkungen beinhalten, ist als dritter maßgeblicher Kritikpunkt in der Gegenüber-stellung der Wirkungen der Freileitung und der Kabeltrassen die Nichtberücksichtigung von maß-geblichen Projektbestandteilen des Projektes Salzburgleitung festzuhalten. Wie an anderer Stelle des Gutachtens festgehalten, kann die für das Projekt der Freileitung ge-plante Demontage von Teilen der 220-kV-Leitung Tauern – Weißenbach bei Realisierung von Teil-verkabelungen nicht durchgeführt werden. Diese Leitungsabschnitte müssen, wenn, dann in glei-cher Weise in die Bilanz „Freileitung – Kabel“ einfließen, wie dies bei den 110-kV-Leitungen (Salz-burg AG und Verbund APG) erfolgt ist. Die 220-kV-Leitung Tauern – Salzach als auch die 220-kV-Leitung Tauern – Weißenbach wird nicht in ihrem Potenzial als Demontageleitungen berücksich-tigt. Darüber hinaus wird ebenso an keiner Stelle der Raumordnungsstudie darauf hingewiesen, dass bei Vollverkabelungen das Erfordernis der Neuerrichtung einer 110-kV-Leitung von Stegen-wald bis Bruck besteht, da diese nicht, wie bisher geplant, auf der bestehenden Leitungsachse der 380-kV-Leitung mitgeführt werden können.


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C.18. Welche Einschränkungen bestehen im Trassenbereich bei einem Kabel und welche bei ei-

ner Freileitung (Landwirtschaft, nachträgliche Bebauungen, Infrastruktureinrichtungen, Flüsse, Gasleitungen, Bahnen, Gelände, Geologie, Hydrogeologie etc.)? Bei Kabeln und Freileitungen bestehen keine Einschränkungen für den Landwirtschafts-betrieb. Bei einer Überbauung von Kabeln durch Verkehrswege und andere Medien be-stehen aus geotechnischer Sicht keine Einschränkungen, wenn der ungehinderte Zugang zum Erdkabel dennoch gewahrt bleibt. Eine Überbauung des Kabels mit Hochbauten muss dauerhaft unterbleiben. Flüsse, Straßen und Bahnstrecken können mit den üblichen techni-schen Mitteln gequert werden. Wird ein Erdkabel bei Querungen in Hüllrohren verlegt, kön-nen Reparaturen ohne Aufgrabungen in der jeweiligen Infrastruktur erfolgen. Grundsätzlich lässt sich eine Freileitung in schwierigem Gelände (Steilhänge, Fels, Hochwassergebiete) besser verlegen, da die Gründung im Gegensatz zum Erdkabel (Linienbauwerk) stets nur für den jeweiligen Maststandort erfolgt. Diese Einzelstandorte lassen sich leichter optimie-ren als ein Linienbauwerk. Aus Sicht der Raumplanung sowie des Natur- und Landschaftsschutzes ist die Bündelung von Leitungen mit anderer Linieninfrastruktur wünschenswert, um die Zerschneidung und den Verbrauch der Landschaft so gering wie möglich zu halten. Vor diesem Hintergrund ist es sinnvoll, Trassen so zu planen, dass möglichst keine bisher noch unbelastet gebliebe-nen Räume entwertet werden, sondern vielmehr so, dass sich die Belastungswirkung auf bereits vorbelastete Räume konzentriert. Dem Bündelungsgebot steht es nicht entgegen, wenn im Nahbereich dennoch aus technischen Gründen Mindestabstände zwischen den zu bündelnden Trassen eingehalten werden müssen. Inwieweit im Detail solche Einschrän-kungen bestehen, ist auf Basis eines Feintrassierungskonzepts, das sich an den geltenden fachgesetzlichen Bestimmungen bzw. technischen Regelwerken orientiert, im Rahmen des Zulassungsverfahrens mit den Trägern öffentlicher Belange und der jeweiligen Fachpla-nung abzustimmen. So ist aus technischer Sicht dabei z.B. zu beachten, dass bei der Pa-rallelführung von Gas-/ Rohrleitungen und Wechselstromanlagen eine Einkopplung elek-trischer Energie in die Rohrleitung resultiert. Diese wird in ihrem Ausmaß wesentlich vom Abstand zwischen Rohrleitung und Hochspannungsleitung bestimmt. Bei Parallelführungen soll üblicherweise ein Mindestabstand eingehalten werden von 10 m zwischen der Rohrleitungsachse und der vertikalen Projektion des äußeren Leiterseiles der Hochspannungsfreileitung mit einer Nennspannung von 110 kV und darüber. Zwischen Rohrleitungen und Hochspannungskabeln ist aus thermischen Gründen ein Abstand von mindestens fünf m einzuhalten. Im Trassenbereich einer Höchstspannungs-Freileitung ist eine landwirtschaftliche Nutzung möglich, abgesehen von den durch Masten beanspruchten Flächen. Landwirte müssen je-doch bei Nutzung ihrer Geräte und Maschinen Höhenrestriktionen beachten. Während der Bauzeit einer Erdkabelanlage ist in stärkerem Umfang als bei der Freileitung mit Behin-derung von Feld- und Erntearbeiten zu rechnen. Der nachträgliche Bewuchs einer Kabel-


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trasse ist außer für Tiefwurzler uneingeschränkt möglich, zumindest dann, wenn die Lei-tung in einer Tiefe zwischen 1,20 m und 1,50 m verlegt wurde. Eine nachträgliche Unter-bauung unter einer Höchstspannungs-Freileitung ist grundsätzlich möglich. Diese ist aller-dings zum Zweck der Nutzung für einen dauernden Aufenthalt von Personen aufgrund e-lektromagnetischer Beeinflussungen unter Vorsorgegesichtspunkten nicht empfehlenswert. Erdkabelanlagen emittieren zwar keine elektrischen Felder, dafür aber magnetische Felder, die – allerdings bei einer deutlich geringeren Reichweite – sogar zu einer höheren Belas-tung als durch die Freileitung von Grundstücken im unmittelbaren Trassennahbereich füh-ren, soweit diese zum dauernden Aufenthalt von Menschen vorgesehen sind. Zudem ist aber eine unmittelbare Überbauung einer Erdkabeltrasse grundsätzlich nicht möglich, so-weit nicht sichergestellt werden kann, dass sich trotzdem keine Einschränkungen für einen jederzeitigen direkten Zugriff auf die Erdkabelanlage für Wartungs- und Reparaturmaß-nahmen ergibt, was aber regelmäßig kaum zu gewährleisten sein wird. Allerdings ist die Trassenbreite für eine Erdkabelanlage erheblich geringer als bei der Freileitung. Die Nicht-Bebaubarkeit stellt aus raumplanerischer Sicht zudem nur dann ein Problem dar, wenn die Kabeltrasse potenzielle Siedlungsfläche in Anspruch nimmt. Dies ist dann nicht der Fall, wenn sie unter Straßen oder unmittelbar im Randstreifen von anbaufreien Straßen verlegt wird. Stellungnahme APG: Die Erklärung „Bei Kabeln und Freileitungen bestehen keine Einschränkungen für den Landwirtschaftsbetrieb“ ist grundsätzlich unrichtig. Einschränkungen, die eine entsprechen-de Nutzung über einem Kabel verhindern, bestehen im Obstbau, bei Ackerbau muss auch die Tiefpflügung berücksichtigt werden. Die geringe Überdeckung des thermischen Blockes nach den Ansätzen der KEMA-Dresden lässt ohne Gefährdung der Kabelanlage Ackerbau nicht zu. Die oben angeführte in einer Tiefe von 1,2 m bis 1,5 m widerspricht der von KEMA-Dresden für die Kabeldimensionierung zugrunde gelegten Verlegung in durchgehend, kon-stant 1,2 m Tiefe, was aufgrund vom Bodenprofil und notwendigen Querungen nicht realis-tisch ist. Damit stimmt die thermische Berechnung nicht und das Kabel kann in diesem Fall auch deswegen die von KEMA-Dresden angegebene Leistung nicht mehr übertragen. Risiko: Kabeltrassen können aus geologischen und geländebedingten Gründen im Projekt-gebiet hauptsächlich nur im Talbodenbereich und daher hauptsächlich in potenziellen Bau-landbereichen geführt werden. Daraus resultiert eine wesentliche Belastung im Siedlungs-raum. Konsequenz: Die wertvolle Entlastung der Demontagestrecken der 220-kV- und 110-kV-Leitungen in den Tallagen entfällt. Bei einer Ausführung als Kabel werden weitere zukünf-tige Siedlungsräume in hohem Ausmaß belastet.


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V.8.4. Geologie Executive Summary Die aus der geologischen Beschreibung erforderlichen Konsequenzen für die Um-setzung einer (Teil-) Verkabelung und ihre Auswirkungen in Bezug auf die Machbar-keitsbeurteilung wurden völlig außer Acht gelassen. Die bei durchgehenden Künetten nachhaltige Einflussnahme aufgrund- und Hang-wasserströme (Rutschungen), sowie auf Muren- und Hochwasserströme wurden ebenfalls nicht beurteilt. Risiken: Permanente Gefährdungsbereiche für alle Kabelsysteme. Der Geologe hat in seiner Beurteilung Schwierigkeiten der Topografie und Geologie im ge-samten Raum dargestellt und auf zahlreiche Probleme und Risiken (Hochwasser-schutzgebiete, Hochwasserrisiko, Strassenquerungen, unterirdische Einbauten, Risiko durch Hangrutschungen) dezidiert hingewiesen. Die daraus resultierenden Konsequenzen wurden jedoch bei der Dimensionierung des Kabels nicht berücksichtigt und auch nicht in Raumplanung, Kostenerhebung und volkswirtschaftlichen Beurteilung bzw. in die Gesamt-beurteilung der Machbarkeit der KEMA-Dresden aufgenommen (siehe auch Beilage 19, Stel-lungnahme von Wittmann Rücker Kyek & Ellmauthaler Institut für Ökologie OEG zu „Ver-gleich von Freileitungs- zu Kabelvarianten aus Sicht des Naturhaushaltes exklusive der Vo-gelfauna“). Die bei durchgehenden Künetten nachhaltige Einflussnahme aufgrund- und Hangwasser-ströme (Rutschungen) sowie auf Muhr- und Hochwasserströme wurden nicht beurteilt. Be-sonders im Flachgau, wo zahlreiche instabile Hügel bestehen, können damit Hang-rutschungen verursacht werden, welche Risiken für andere Infrastrukturobjekte (Straßen, Bahn …) und Gebäude (Bauernhöfe …) verursachen. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Bei Kabeln und Freileitungen bestehen keine Einschränkungen für den Landwirtschaftsbetrieb. Bei einer Überbauung von Kabeln durch Verkehrswege und andere Medien bestehen aus geo-technischer Sicht keine Einschränkungen, wenn der ungehinderte Zugang zum Erdkabel dennoch gewahrt bleibt. Eine Überbauung des Kabels mit Hochbauten muss dauerhaft unterbleiben. Flüsse,


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Straßen und Bahnstrecken können mit den üblichen technischen Mitteln gequert werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 218 / Veröffentlichte Version, S. 202) „Im Kapitel 4 ,Geologische Untersuchungen‘ der Machbarkeitsstudie zur Teil- oder Gesamtver-kabelung der Salzburgleitung wurde der 2. Abschnitt UW Salzach (neu) bis UW Tauern sowie ein Teil des 1. Abschnittes bis zur Landesgrenze Oberösterreich betrachtet. Auf der Grundlage um-fangreicher Recherchen vor Ort sowie in Auswertung der Fachliteratur und geologischer Karten konnten Erschwernisse und Risiken für die Verlegung eines 380-kV-Höchstspannungskabels auf-gezeigt und für eine mögliche Kabelvariante in Längenabschnitten von 5 bis 10 Kilometern be-wertet werden. In einer derart verallgemeinerten Bewertung ist naturgemäß eine Betrachtung loka-ler und kleinräumiger Erschwernisse nur am Rande möglich.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebe-nes Original, S. 311 / Veröffentlichte Version, S. 295) „Bei Hanganschnitten insbesondere im Bereich der Flyschzone sind Sicherungsmaßnahmen zur Vermeidung von Rutschungen erforderlich, die über das übliche Maß hinausgehen. Hierfür sind in jedem Fall gesonderte Untersuchungen zur Erkundung von möglichen Gleitflächen und zur Aus-arbeitung von Sicherungsmaßnahmen notwendig.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 267 / Veröffentlichte Version, S. 251) Kritik seitens APG: Die in der Studie angeführten und aus den Geländegegebenheiten unmittelbar abschätz-baren Sonderbauwerke und Sondermaßnahmen für eine Kabeltrasse sind nicht in die Be-wertung aufgenommen. Detaillierte Begründung der Kritik: Es werden in diesem Kapitel grundsätzlich nur Probleme und Fragen aufgeworfen und kaum Lö-sungsansätze geliefert. In allen Absätzen wird auf die grundsätzlichen Einschätzungen hinge-wiesen, da keine Detailtrasse vorliegt. Es können daher auch die Kostenansätze nicht klar beurteilt werden und erlauben keine sichere Abschätzung. Es wurde völlig außer Acht gelassen, dass für Betrieb, Überprüfung, Betreuung und Erneuerung eine Befahrbarkeit der Kabeltrasse (wie in der Studie beschrieben) erforderlich ist und dafür auch die geologischen Gegebenheiten zu berücksichtigen sind. Völlig unbeachtet sind die für die dauerhafte Sicherung von Bach- und Gewässerquerungen not-wendigen wildbautechnischen Maßnahmen. Bei der vorgeschlagenen Künette und Kabeltiefe von 1,2 m und dem beschriebenen Überbauungsverbot ist die Kabelkünette ein weitreichendes Hin-dernis für bestehende und zukünftige Querungen. Unterfahrungen können wegen der hohen mag-netischen Felder nicht zulässig sein, da Grenzwerte der WHO und der ÖNORM (100 µT) verletzt werden.


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Die Verlegetiefe wurde mit 1,2 m angegeben. Die bisherigen Hinweise bei Landesstraßen, Bun-desstraßen, ÖBB-Trassen erfordern tiefere Verlegungen bzw. größere Überdeckungen. Das redu-ziert die Übertragungsleistung und stellt einen Flaschenhals dar! Die größere Tiefe der Querung bei Vorflutern ist ein weiterer Flaschenhals. Die Anbindung der 220-kV-Leitung Tauern – Weißenbach im UW Pongau wurde in dieser Studie ausgeklammert. So wie auch beschrieben (Seite 216, C14), ist eine Demontage dieser Leitung im Bereich Tauern bis Wagrain nicht vorgesehen, sondern wird bei Kabelausfall oder Kabelerneu-erung nach ca. 40 Jahren als Netzstützung und für die Versorgungssicherheit benötigt. Folgende Punkte wurden in der KEMA-Dresden-Studie (Kapitel 4 „Geologische Untersuchung“) nicht untersucht: 1.) Bereits geringfügige Abweichungen von der untersuchten Trasse ergeben veränderte Aus-

sagen hinsichtlich der geotechnischen und bautechnischen Auswirkungen. Mit welchen Auswirkungen wurde dann in diesem Gutachten gerechnet?

2.) Die 220-kV-Stichleitung (Pongau – Weißenbach) wurde nicht betrachtet. Das bedeutet, dass der Leitungsteil Kaprun bis Wagrain nicht demontiert werden kann.

„Die Teilstücke werden jeweils inkrementell aufsummiert (z.B. 0–10 km, 0–20 km, 0–30 km …). Diese Betrachtungsweise spielt jedoch für die Beschreibung der geologischen Verhältnisse nur ei-ne untergeordnete Rolle, sie ist vielmehr für die Teile Raumplanung und Volkswirtschaft von Be-deutung.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 244 / Veröffentlichte Version, S. 228) Dies wirft die Frage auf: Warum spielt der Ort von Teilverkabelungen für die Geologie keine Rolle, wenn vorher geringe Abweichungen schon von Bedeutung sind. Berücksichtigt wurde nur Künet-tenverlegung eines Zweifach-Systems mit thermischer Bettung. Wie bereits in Kapitel V.1. „Die Verkabelungs-Vorschläge der KEMA-Dresden sind praxisfremd“ erwähnt, gibt es keine klare Beschreibung der erforderlichen Trassenbreite. Somit wurde auch nicht untersucht, welche geologischen Einflüsse auftreten. Im Projektgebiet gibt es viele Rutschbe-reiche. Wichtige Muren- und Geschiebebringer sind in der Aufzählung nicht angeführt (Pfarrgra-ben, Teufelsbach, Salzach, Hochkönig-/Färbergraben, Imlaubach, Gainfeldbach, Saugraben, Put-zengraben etc.). Weiters müssen auch die Hochwasserüberflutungsbereiche in die Bewertung des Schwierigkeitsgrades einer Kabellegung einfließen.


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Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) C.17. Welche Gefahrenpotenziale für das Kabel sehen Sie durch die geologischen Gegeben-

heiten im Trassengebiet (z.B. Fels), und welche Risiken durch Dritte (Bautätigkeit, Grabun-gen u.ä.) sind für das Kabel gegeben?

Das Gefahrenpotenzial einer Kabellegung aus geologischen Gesichtspunkten wird aus-führlich in Kapitel 4 erörtert und beschrieben. Die Ergebnisse der geologischen Untersu-chungen haben wesentlich zur Einstufung der Kabelabschnitte in einzelne Schwierig-keitsgrade (siehe Kapitel 3.5) beigetragen. Die geologischen Gegebenheiten schließen ei-ne Kabelverlegung grundsätzlich nicht aus. Die im Trassengebiet herrschenden weiträu-migen Gefährdungen sind aus der Literatur bekannt (z.B. geologische Störungszonen, Rut-schungen, Hochwasserabflussräume). Im Detail können Gefährdungen durch eingehende geologische Erkundungen untersucht und in weiteren Planungsphasen durch ent-sprechende Sicherungsmaßnahmen oder Trassenänderungen berücksichtigt werden. Risiken durch Dritte infolge Bautätigkeit (z.B. ohne die zuvor notwendigen Auskunftsersu-chen bei Betreibern erdverlegter Medien) sind nicht auszuschließen. Dieses Risiko liegt je-doch nicht höher als bei anderen Medien wie Gas, Wasser, Abwasser. Eine geeignete Markierung der Trasse und ein mechanischer Schutz des Kabels (Abdeckplatten) kann die-ses Risiko weiter verringern. Bei einer Magerbetonbettung des Erdkabels ist eine Be-schädigung durch Bautätigkeit nahezu unwahrscheinlich. Stellungnahme APG: „Bei einer Magerbetonbettung des Erdkabels ist eine Beschädigung durch Bautätigkeit na-hezu unwahrscheinlich.“ Die Legung in Magerbeton (die im Übrigen in der Studie gar nicht vorgeschlagen wird, verringert kein Risiko. Eine Bettung in Magerbeton bietet gegen die Einwirkung heutiger Baumaschinen praktisch überhaupt keinen Schutz. Das wesentliche Glied in der Kette von Maßnahmen zur Verhinderung von Beschädigungen ist eine wirksa-me Trassenaufsicht. Auch die anderen Darstellungen sind nicht nachvollziehbar. Das Anbohren einer Wasser- oder Abwasserleitung ist zwar unangenehm, birgt aber im Vergleich zum Kabel keine Lebensgefahr. Auch ist der Schaden wesentlich schneller be-hoben.


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V.9. Volkswirtschaftlichen Auswirkungen Executive Summary „Landwirtschaftlicher Schaden“ bei Freileitungsbau unrichtig dargestellt Durch praxisfremde Annahmen wurde der landwirtschaftliche Schaden (einmaliger Ernteausfall) beim Bau einer Freileitung um mind. 900 Prozent zu hoch dargestellt. Bei einer objektiven Beurteilung sind die landwirtschaftlichen Auswirkungen des Freileitungsbaus vernachlässigbar, die des Kabelbaus wegen der größeren, intensi-veren und auch zeitlich wesentlich längeren Grundinanspruchnahme jedoch nicht.

Forstwirtschaftliche Ertragsmöglichkeiten nicht richtig angegeben Die von KEMA-Dresden unrichtigerweise aufgestellte Behauptung, dass während des Betriebs einer Freileitung keine forstwirtschaftlichen Erträge auf der Trasse rea-lisiert werden können, führt in der KEMA-Dresden-Studie zu einem überhöhten, ne-gativen Ansatz in den volkswirtschaftlichen Auswirkungen. Ganz im Gegenteil dazu müssen laut österreichischem Forstgesetz sogar die Bereiche unter den Freileitun-gen durch zum Beispiel eine Christbaum-Kultur oder durch Energieholz aufgeforstet werden. Richtig ist die KEMA-Dresden-Behauptung allerdings für verkabelte Tras-senbereiche: Dort dürfen neben einem absoluten Bauverbot auch keine tiefwurzeln-den Pflanzen gepflanzt werden. Eventuelle Tourismus-Nachteile zwar angeführt, aber nicht belegt In der KEMA-Dresden-Studie wird zwar im Textteil angeführt, dass es zu negativen Auswirkungen auf den Tourismus kommt, jedoch wird diese Behauptung durch kei-ne Herleitungen oder Quantifizierungen untermauert. An anderer Stelle der Studie erläutern die Studienautoren sogar selbst, dass kein Nachweis erbracht werden kann, dass Freileitungen negative Auswirkungen auf Nächtigungszahlen haben. Auch wurde seitens der Autoren nicht auf eventuelle negative Auswirkungen im Tourismus in der volkswirtschaftlichen Betrachtung eingegangen. Namhafte Experten der Universität St. Gallen stellen klar: „Der Reiseentscheid, beim ersten Mal eine Destination zu besuchen, ist von wichtigeren Faktoren abhängig, als von Elementen, welche stellenweise Landschaftsbild und dessen Erlebnis beein-trächtigen.“ (Siehe Beilage 18 „Stellungnahme KEMA-Studie von Dr. Pietro Beritel-li“). Eine Freileitung ist somit kein ausschlaggebendes Kriterium für die Wahl des Urlaubsortes, da für einen gelungenen Urlaub völlig andere Kriterien zählen. Gerade in Salzburg belegen zahlreiche, erfolgreiche Tourismusgemeinden in Freileitungs-nähe wie z.B. Zell am See oder Kaprun diese Aussage. Die positiven Effekte einer sicheren Stromversorgung wurden allerdings in der volkswirtschaftlichen Gesamtbetrachtung der KEMA-Dresden-Studie nicht einmal erwähnt.


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Baulandentwertung wissenschaftlich fragwürdig abgehandelt Einerseits stellt KEMA-Dresden fest, dass ein visueller Eindruck durch eine Freilei-tung nicht monetär bewertet werden kann, andererseits wird vier Druckseiten später wissenschaftlich und methodisch sehr fragwürdig ein (theoretischer) Wertverlust von insgesamt bis zu 3,6 Milliarden EUR genannt. Schlussendlich wird zuzugeben, dass eine endgültige Aussage über zu erwartende Baulandentwertungen nicht mög-lich ist: Daher „muss im Folgenden auf eine Berücksichtigung der damit verbunde-nen Effekte im Rahmen der gesamtwirtschaftlichen Betrachtung verzichtet werden“ (KEMA-Dresden-Studie S. 473 veröffentlichte Fassung). Daraus ist abzuleiten, dass aufgrund erheblicher Unsicherheiten keine gesicherte Bewertung möglich ist. Gesundheitsaspekte werden nur für Freileitung berücksichtigt, nicht jedoch für eine Verkabelung Die KEMA-Dresden-Studie hält fest, dass monetäre Aussagen über Gesundheitsas-pekte von Freileitungen und Kabeln in dieser Studie nicht getroffen werden können. Obwohl solche Aussagen in der KEMA-Dresden-Studie nicht getroffen werden kön-nen, wird von KEMA-Dresden jedoch paradoxerweise die Forderung gestellt, dass diese Bewertungen für eine Freileitungsausführung zu berücksichtigen sind. Bei ei-ner Verkabelung wird jedoch diese Forderung nicht explizit gestellt. Die Forderung nach Berücksichtigung der elektromagnetischen Felder (EMF) aus-schließlich für die Freileitung ist um so erstaunlicher, da die Studie eine Kabellei-tung untersucht und gerade bei Erdkabel im Trassenbereich sehr hohe Magnetfel-der auftreten, welche bei der vorgeschlagenen seichten Kabellegung (in 1,2 m Tiefe) die gültigen Grenzwerte bei weitem überschreiten. Input-Output-Analyse der KEMA-Dresden-Studie ist unrichtig Die Input-Output-Analyse der KEMA-Dresden-Studie zur Darstellung der gesamt-wirtschaftlichen Auswirkungen ist laut einem Experten-Gutachten von Prof. Luptáčik unrichtig und zum Teil nicht nachvollziehbar. Bemerkenswert ist auch, dass trotz der durchgehend viel zu günstigen Annahmen für das Kabel in Summe ein volkswirtschaftlicher Schaden von rd. 1,4 Mrd. EUR (!) für die Vollverkabelung errechnet wird: Da es in Österreich keine entsprechenden Kabelproduzenten gibt, müssten zumin-dest die Aufträge für die Kabelherstellung in das Ausland gehen. Die machen nach Berechnung der KEMA-Dresden ca. 70 – 80 Prozent der Investitionskosten aus. Für die Freileitung hingegen ergibt sich ein positiver Wertschöpfungseffekt für die österreichische Volkswirtschaft. Zahlreiche Komponenten der Freileitung können direkt in Österreich produziert werden, und sie können auch von österreichischen Firmen errichtet werden. Den negativen Wertschöpfungseffekten einer Teil- oder Vollverkabelung konnten darüber hinaus selbst von KEMA-Dresden keine positiv wirkenden Effekte auf Tou-rismus, Bauland oder Gesundheit entgegengestellt werden.


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Negative volkswirtschaftliche Auswirkungen einer Verkabelung Der von KEMA-Dresden errechnete negative volkswirtschaftliche Wertschöpfungs-effekt des Kabels kann die wirtschaftliche Entwicklung des Landes bremsen und in weiterer Folge könnte das verfügbare Einkommen und die Anzahl der Arbeitsplätze sinken. Bei einer objektiven Beurteilung müsste zusätzlich das höhere Risiko für Versorgungsunterbrechungen berücksichtigt werden, was weitere negative Effekte auf die Volkswirtschaft mit sich bringt. Risiko: Ohne ein ausführliches Studium aller Detailausführungen, die dann die vielfach zu-sammenfassenden Darstellungen in diesem Kapitel der KEMA-Dresden-Studie deut-lichst relativieren, besteht für die Leser die Gefahr, unrichtige Schlüsse zu ziehen. Der entstandene Eindruck hinsichtlich der gesamtwirtschaftlichen Auswirkungen der Teilverkabblung bzw. der Freileitung könnte zu einem verfälschten Bild der Konsequenzen beim Leser führen. V.9.1. Landwirtschaft KEMA-Dresden-Studie im Original: „Beim Bau der Leitung müssen die Masten aufgestellt und die Seile gezogen werden. Hier wird von einem einmaligen Ernteausfall auf den landwirtschaftlich genutzten Flächen innerhalb der Trassenbreite von 60 m ausgegangen. Tabelle 6-1 fasst die Annahmen über die relevanten Flä-chenverbräuche zusammen.“

Abbildung 24: Tabelle 6-1 der KEMA-Dresden-Studie (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 464 / Veröffentlichte Version, S. 448)


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Kritik seitens APG: Der spezifische Flächenverbrauch landwirtschaftlich genutzter Flächen beim Bau einer Frei-leitung wurde von KEMA-Dresden mit 60.000 qm je Trassenkilometer ermittelt. Die Be-rechnung beruht aber auf der Fehlannahme, dass sich die Ernteausfälle auf den Dienstbar-keitsstreifen mit einer Breite von 60 m erstrecken. Tatsächlich wird nur ein Bruchteil dieser Fläche beim Bau in Anspruch genommen. Dadurch wurde in der volkswirtschaftlichen Be-trachtung der einmalige Schaden während der Bauphase einer Freileitung zu hoch ange-setzt. Im Zuge der Errichtung einer Freileitung entstehen Ernteausfälle im Bereich der Maststand-orte (hier wird mit 160 qm je Trassenkilometer gerechnet) sowie der Zufahrt. Beim Seilzug wird die Trasse hingegen nur vereinzelt und in sehr geringem Ausmaß durch Seilzugsma-schinen beansprucht. Die angegebenen Schäden entsprechen deshalb bei weitem nicht den tatsächlichen Gegebenheiten, vielmehr sind Schäden durch Ernteausfall während der Bau-phase einer Freileitung vernachlässigbar. Detaillierte Begründung der Kritik: Beim Freileitungsbau können die Hilfsseile für den eigentlichen Seilzug auch per Hubschrauber ausgezogen werden, teilweise wird dies von den zuständigen Behörden auch vorgeschrieben. Ein Ernteausfall auf 60.000 qm pro Trassenkilometer ist nicht nachvollziehbar. In der KEMA-Dresden-Studie werden 235,5 TEUR an Ertragsverlusten während der Bauphase einer Freileitung in Salz-burg angenommen. (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 468 / Veröffentlichte Versi-on, S. 452.) Der tatsächlich auftretende Wert ist in seiner Größe gering, und auf alle Fälle geringer als die Er-tragsverluste, die durch den Bau einer (Teil-)Verkabelung entstehen würden.


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V.9.2. Forstwirtschaft KEMA-Dresden-Studie im Original: „Während der Betriebsphase können auf der Freileitungstrasse keine forstwirtschaftlichen Erträge mehr realisiert werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 472 / Veröffentlichte Version, S. 456) Kritik seitens APG: Grundsätzlich ist festzuhalten, dass es im österreichischen Freileitungsnetz große Ab-schnitte gibt, in denen Wälder aufgrund von der Bescheidauflagen durch Freileitungen überspannt werden. In diesen Fällen gibt es keine forstwirtschaftlichen Restriktionen. Die Darstellung in der KEMA-Dresden-Studie, dass während der Betriebsphase auf der Frei-leitungstrasse keine forstwirtschaftlichen Erträge mehr realisiert werden können, ist völlig unrichtig und widerspricht der anzuwendenden Judikatur (Forstgesetz) und auch der Praxis im nachhaltigem Trassenmanagement der APG. In Österreich müssen laut Forstgesetz die Bereiche unter der Leitung wiederaufgeforstet werden. Die spätere forstwirtschaftliche Nutzung hängt von der gegebenen Seilhöhe ab und erlaubt zukünftige Aufwuchshöhen im konkreten Fall von ca. 6 m in Trassenmitte bis Endauf-wuchshöhe am Trassenrand. Jedenfalls ist eine forstwirtschaftliche Nachnutzung des Tras-senbereiches möglich (z.B. für Christbaumkulturen, Energieholz) und eine Bepflanzung vorgeschrieben. Wiederaufforstungmaßnahmen werden von APG im Leitungsbau konse-quent betrieben und von den zuständigen Behörden überwacht. Auf einer Kabeltrasse sind solche Nachnutzungen nicht erlaubt (keine tief wurzelnden Pflanzen). Detaillierte Begründung der Kritik: Die Darstellung der jährlichen Ertragsverluste in der Forstwirtschaft während des Betriebs einer Freileitung werden in der KEMA-Dresden-Studie mit 161,5 TEUR beziffert. (KEMA-Dresden-Stu-die, Übergebenes Original, S. 472 / Veröffentlichte Version, S. 456) In weiterer Folge wird dieser Wert kapitalisiert und fließt in die Gesamtergebnisse der Input-Output-Analyse mit 3.882 TEUR ein. Diese Werte sind zu hoch gegriffen, da in der KEMA-Dresden-Studie davon ausgegangen wird, dass während des Betriebs der Freileitung keine forstwirtschaftlichen Erträge realisiert wer-den können. Dem österreichischen Forstgesetz zufolge müssen die entsprechenden Flächen im Wald nach der Schlägerung wiederaufgeforstet werden (vgl. Forstgesetz 1975, § 13 Abs. 10).


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Zur Nutzung von Freileitungs- und Kabeltrassen wird in einer Stellungnahme von Dipl.-Ing. Kühnert (Ziviltechniker für Forstwirtschaft, siehe Beilage 8, Stellungnahme von DI Martin Kühnert) Folgen-des ausgeführt:

Bei einer Freileitung ist die Wiederbewaldung problemlos – oft sogar mit Naturverjüngung – möglich. Die in der weiteren Betriebsphase periodisch erforderlichen Schlägerungen auf der Trasse werden kleinflächig und ohne Bodenverwundungen durchgeführt. Bei einem Erdkabel hingegen ist eine Wiederbewaldung des Arbeitsstreifens erst nach auf-wändigen Bodenvorbereitungen (Tiefenlockerung, Wiederauftrag des Oberbodens) möglich, wobei auch bei einer fachgerechten Durchführung der Bodenvorbereitung Störungen des na-türlichen Waldbodenhaushalts unumgänglich sind.


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V.9.3. Tourismus In der Studie wird der Einfluss der Freileitungen auf die regionale Tourismuswirtschaft un-tersucht. Es können durch den Bau einer Freileitung weder negativen Effekte auf den Tou-rismus hergeleitet noch diese ansatzweise quantifiziert werden. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Um die Auswirkungen auf den Tourismus quantifizieren zu können, muss ein messbarer Zusam-menhang zwischen der Freileitung und der Veränderung der Übernachtungszahl hergestellt wer-den. Hier muss es sich zweifelsfrei um ausbleibende Übernachtungen handeln, die ausschließlich auf den Bau der Freileitung zurückzuführen sind. Obwohl z.B. aus Befragungen der Jahre 2003 und 2005 des SOKO-Instituts (2003, 2005) in Deutschland hervorgeht, dass sich etwa 30 bis 40 % der telefonisch befragten Personen in ihrem Urlaub von Hochspannungsleitungen gestört fühlen würden, lassen sich solche Ergebnisse nicht auf andere Urlaubsregionen übertragen. Meist ist die Entscheidung für oder gegen eine Übernachtung nicht nur von einem Faktor, sondern von ver-schiedensten Faktoren abhängig. Hierzu zählen neben der visuellen Beeinträchtigung die Qualität des Hotels, die Freizeitmöglichkeiten, die Schneesicherheit, die Attraktivität des Ortes und der Landschaft usw. Zudem reagieren Übernachtungsgäste sehr unterschiedlich auf verschiedene Be-einflussungen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 478 / Veröffentlichte Version, S. 462) „Durch den Bau und den Betrieb der Salzburgleitung kommt es zu Beeinträchtigungen der land- und forstwirtschaftlichen Produktion sowie zu negativen Auswirkungen auf den Tourismus und die Grundstückswerte in den betroffenen Gemeinden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 510 / Veröffentlichte Version, S. 494) Kritik seitens APG: Im ersten der o.a. Zitate der Studie (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 478 / Veröffentlichte Version, S. 462) wird darauf hingewiesen, dass KEMA-Dresden im Rahmen einer volkswirtschaftlichen Gesamtbetrachtung mögliche negative Auswirkungen auf den regionalen Tourismus aus methodischen Gründen nicht berücksichtigen kann. Dies insbe-sondere deshalb da, kein kausaler Zusammenhang zwischen dem Bau und Betrieb einer Freileitung und der Veränderung von Übernachtungszahlen dargestellt werden kann. Zwar fühlte sich im Zuge einer Befragung in Deutschland ein Teil der Probanden (30 – 40 %) vom Bestehen einer Freileitung gestört, jedoch ist die Entscheidung für oder gegen eine Übernachtung von verschiedensten Faktoren (z.B.: die Qualität des Hotels, die Freizeitmög-lichkeiten, die Schneesicherheit, die Attraktivität des Ortes und der Landschaft usw.) ab-hängig und zudem die Reaktionen der Übernachtungsgäste sehr unterschiedlich. Dem zu-


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folge konnten keine monokausalen Zusammenhänge zwischen einer Freileitung und einer Veränderung von Nächtigungszahlen dargestellt werden. APG hält fest, dass durch viele besonders beliebte österreichische Urlaubsregionen wie Zell am See, Arlberg, Kaprun, Ger-los, Montafon etc. 380-kV-Freileitungen verlaufen. Kenntnis über negative Einflüsse dieser Freileitungen auf Nächtigungszahlen hat die APG nicht. Völlig ausgeblendet wird hingegen die positive Bedeutung einer gesicherten Stromversorgung für den in der gegenständlichen Region betriebenen Qualitätstourismus. Die APG geht davon aus, dass gerade in diesen touristisch stark genutzten Gebieten eine gesicherte Stromversorgung von entscheidender Bedeutung ist. Stromausfälle würden sich negativ auf Gastronomiebetriebe, Liftbetriebe sowie die künstliche Beschneiung auswirken. Dieser Aspekt fehlt in der Beleuchtung des lokalen Tourismus in der KEMA-Dresden-Studie.


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V.9.4. Grundstücke Durch den Bau einer Freileitung in Salzburg prognostiziert KEMA-Dresden einen Wertver-lust von möglichem Bauland in der Bandbreite von 63,5 Mio. EUR bis zu einem Höchstwert von 3.578,9 Mio. EUR. Die von KEMA-Dresden angestellten Berechnungen sind hypothe-tisch und können von APG nicht nachvollzogen werden. Auch zeigt die große Bandbreite den Unsicherheitsgrad der Berechnung. Abschließend relativiert KEMA-Dresden ihre Aus-sage und verzichtet in der gesamtwirtschaftlichen Betrachtung auf eine Berücksichtigung der Baulandentwertung. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Die Beeinträchtigung und damit die Entwertung von potenziellem Bauland im Dauersiedlungsraum ist über die gesamte Trassenlänge der Freileitung von 124,5 km zu erwarten. Unter der vereinfa-chenden Annahme, dass 5 % des gesamten durch die Freileitung betroffenen Dauersiedlungsrau-mes Bauland bzw. in Zukunft noch zu widmendes Bauland darstellt, entspricht dies bei Zugrunde-legung des beidseitig 70 m breiten Schutzstreifens (EMF > 1 μT) einem Wertverlust von 63,5 Mio. €. Wird in einer Variante unterstellt, dass nicht nur 5 %, sondern 10 % des durch die Freileitung beeinträchtigten Dauersiedlungsraumes potenziell entwertetem Bauland entspricht, ist mit einer maximalen Entwertung von insgesamt 127,0 Mio. € zu rechnen. Wenn hingegen unterstellt wird, dass es nicht nur durch die EMF zu einer Baugrundentwertung kommt, sondern dass auch Grundstücke bis zu einer Entfernung von 200 m zur Trassenmitte durch Sichtbeeinträchtigungen komplett entwertet werden, dann ergibt sich bei Zugrundelegung der beidseitig 200 m breiten Strei-fen ein Baugrundverlust von 178,9 Mio. €, bei der Annahme von 5 % und 357,9 Mio. € bei der An-nahme von 10 % potenziell entwerteter Baulandfläche. Wird nicht davon ausgegangen, dass nur ein Teil der im Dauersiedlungsraum betroffenen Flächen potenzielles Bauland darstellen, sondern wird die gesamte in Anspruch genommene Fläche im Dauersiedlungsraum der Berechnung zu Grunde gelegt, so berechnen sich die theoretisch maxi-malen Wertverluste bei der Freileitung zu 3.578,9 Mio € (EMF > 1µT und Sichtbeeinträchtigun-gen).“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 482 / Veröffentlichte Version, S. 466) „Da sich die Baulandsnachfrage und damit die Widmungspläne in den einzelnen Gemeinden stark unterscheiden können, ist einerseits zu erwarten, dass es zu einer unterschiedlichen potenziellen Entwertung in den Gemeinden kommt. Andererseits zeigen die Erfahrungen bei der bestehenden 220-kV-Freileitung jedoch, dass die Annahme einer vollständigen Entwertung des bestehenden und potenziellen Baulandes nicht bzw. nur teilweise gerechtfertigt ist. So wurde auch nach der Er-richtung der Freileitung nahe bzw. direkt unter der Freileitung gebaut. Oft werden die Flächen nahe bzw. unter der Freileitung gewerblich als Produktions- und Lagerflächen genutzt. In gewissem Ab-stand der Leitung wurden zahlreiche Wohnhäuser gebaut. Vor dem beschriebenen Hintergrund ist insbesondere bei Betrachtung des beidseitigen Schutzstreifens von 200 m nicht zwingend zu er-warten, dass auf den entsprechenden Flächen überhaupt keine Bebauung mehr stattfinden wird.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S.484 / Veröffentlichte Version, S. 468)


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Kritik seitens APG: In der KEMA-Dresden-Studie selbst wird einerseits dargestellt, dass ein visueller Eindruck durch eine Freileitung nicht monetär bewertet werden kann, andererseits erfolgt genau die-se Bewertung wissenschaftlich und methodisch höchst fragwürdig vier Seiten später und führt u.a. zu einem in der Studie genannten Wertverlust zwischen mindestens 63,5 Mio. EUR und maximal 3.578,9 Mio. EUR. Dass eine endgültige Aussage über zu erwartende Baulandentwertungen nicht möglich ist, stellt die Studie selbst mit dem folgenden Zitat fest: „Aufgrund der bestehenden erheblichen Unsicherheiten über die tatsächlich zu erwartende Bau-landentwertung bzw. den Baulandgewinn durch die Salzburgleitung muss im Folgenden auf eine Berücksichtigung der damit verbundenen Effekte im Rahmen der gesamtwirtschaftlichen Betrach-tung verzichtet werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 489 / Veröffentlichte Version, S. 476) Richtig wurde in der Studie erkannt, dass der Rückbau der bestehenden 110-kV-Leitung nur möglich ist, wenn die Salzburgleitung als Freileitung ausgeführt wird, da bei einer Verka-belung keine Mitführung möglich ist. Dem ist noch hinzuzufügen, dass der Rückbau der be-stehenden 220-kV-Leitung ebenfalls nur bei der Verwirklichung der Freileitungsvariante zum Tragen kommt. Das Thema „Flächengewinn durch den Rückbau der 110-kV-Leitung“ wurde behandelt, der Flächengewinn durch den Rückbau der 220-kV-Leitung (wenn die Salzburgleitung als Frei-leitung errichtet wird) bleibt jedoch unbeleuchtet. Auf Grund der erheblichen Bewertungsunsicherheiten haben die Verfasser der KEMA-Dresden-Studie auf eine Berücksichtigung der Grundstücksentwertung in der gesamtwirt-schaftlichen Betrachtung (Input-Output-Analyse) verzichtet. APG leitet daraus ab, dass kei-ne gesicherte Bewertung möglich ist.


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V.9.5. Gesundheit In der Studie wird festgehalten, dass monetäre Aussagen über mögliche Gesundheitsgefah-ren durch Freileitungen oder Kabeln nicht getroffen werden können. Sehr wohl wird jedoch die Forderung gestellt, dass eine gesundheitliche Bewertungen für eine Freileitungsaus-führung zu berücksichtigen ist, für eine Kabelausführung wird diese Forderung jedoch nicht explizit gestellt. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Unbestritten existieren elektrische und elektromagnetische Felder in der Nähe von Freileitungen und Erdkabeln. Bekannt ist auch, dass von unterschiedlichen Wissenschaftlern und Institutionen die mögliche Gefährdung elektrischer und elektromagnetischer Felder sehr unterschiedlich be-wertet wird. Eine Aussage, welche Grenzwerte als ungefährlich eingestuft werden können und da-her eingehalten werden müssen, kann an dieser Stelle nicht getroffen werden. Daher ist auch eine ökonomische Bewertung der Auswirkungen von EMF im Rahmen der vorliegenden volkswirtschaft-lichen Untersuchung nicht möglich.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 491 / Ver-öffentlichte Version, S.475) „Im Vergleich zu den Monetarisierungsproblemen im Tourismus bestehen bei der Bewertung der gesundheitlichen Wirkungen des Baus einer Freileitung oder eines Erdkabels noch größere metho-dische Schwierigkeiten, weshalb auch hier auf eine Quantifizierung verzichtet wurde. Dennoch müssen die Bedenken gegenüber einer Freileitungsrealisierung in Bezug auf die möglichen ge-sundheitlichen Risiken sowie die Folgen für den Tourismus, die gerade von der Bevölkerung in den durch den Tourismus in hohem Maße geprägten Gemeinden hervorgebracht werden, bei der Be-wertung der Investitionsalternativen berücksichtigt werden.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 32 / Veröffentlichte Version, S. 16) Kritik seitens APG: In der KEMA-Dresden-Studie wird von einer Bewertung gesundheitsökonomischer Auswir-kungen einer Freileitung oder eines Erdkabels Abstand genommen, da von den Verfassern der Studie keine Aussage darüber getroffen werden kann, welche Grenzwerte als gefährlich einzustufen sind. Die UVP-Behörden in Sbg, OÖ, Stmk und Bgld sowie der Umweltsenat ha-ben aufgrund der in den Verfahren eingeholten medizinischen Gutachten festgestellt, dass projektbezogene Gesundheitsrisiken durch die Freileitung in Salzburg (explizit für Kinder und Ungeborene) auszuschließen sind. Es ist unverständlich, dass in der Studie, die Forderung nach Berücksichtigung der EMF ausschließlich für die Freileitung gestellt wird, da elektromagnetische Felder auch bei einer Verkabelung auftreten wie selbst die Verfasser der KEMA-Dresden-Studie festhalten.


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V.9.6. Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-Analyse Die Input-Output-Analyse ist zum Teil nicht nachvollziehbar, deshalb sind die Ergebnisse generell in Frage zu stellen. Der Vergleich mit der Freileitung erfolgte zudem auf Basis einer unterdimensionierten Erdverkabelungsvariante und ist als Entscheidungsgrundlage unge-eignet. Zudem wurden relevante Basisdaten für die Berechnung der gesamtwirtschaftlichen Auswirkungen aus Sicht der APG nicht korrekt ermittelt. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Tabelle 6-35 gibt einen Überblick über die Bruttowertschöpfung in den einzelnen Sektoren sowie die berechneten lnput-Output-Multiplikatoren für die Berechnung der indirekten und induzierten Ef-fekte.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 519f. / Veröffentlichte Version, S. 502f.) Kritik seitens APG: Für den Vergleich zwischen Freileitung und Erdverkabelung wurden im Fall der Erd-verkabelung Kosten einer zwei-systemigen Variante für die Berechnungen herangezogen. Wie in Kapitel V.1. („Die Verkabelungs-Vorschläge der KEMA-Dresden sind praxisfremd“) und in der KEMA-Dresden-Studie selbst dargestellt, weisen die Übertragungskapazitäten der Kabelvarianten jedoch große Defizite auf und sind unterdimensioniert. Daraus folgt, dass die Investitionskosten für die Erdverkabelung zu gering angesetzt sind. Die Betriebskosten der Freileitung hingegen sind in der KEMA-Dresden-Studie weit über-höht, während die Kosten der Re-Investition des Kabels zu gering dargestellt worden sind. Auf Basis der oben genannten Prämissen werden in der KEMA-Dresden-Studie die gesam-ten volkswirtschaftlichen Auswirkungen durch den Bau und Betrieb einer Übertragungs-leitung untersucht. Diese Ergebnisse lassen sich in der folgenden Grafik darstellen:


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Wertschöpfungseffekt in EUR

-1.600.000.000

-1.400.000.000

-1.200.000.000

-1.000.000.000

-800.000.000

-600.000.000

-400.000.000

-200.000.000

-

200.000.000 Freileitung

Vollverkabelung

Teilverkabelung

Pos

itive

E

ffekt

eN

egat

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Effe

kte

Abbildung 25: Positive und negative Wertschöpfungseffekte der Freileitung, Teil- und Vollverkabe-

lung lt. Daten der KEMA-Dresden Die Input-Output-Analyse der KEMA-Dresden-Studie zur Darstellung der gesamt-wirtschaftlichen Auswirkungen ist laut einem Experten-Gutachten von Prof. Luptáčik un-richtig und zum Teil nicht nachvollziehbar. Bemerkenswert ist auch, dass trotz der durch-gehend viel zu günstigen Annahmen für das Kabel in Summe ein volkswirtschaftlicher Schaden von rd. 1,4 Mrd. EUR (!) für die Vollverkabelung errechnet wird:

Da es in Österreich keine entsprechenden Kabelproduzenten gibt, müssten zumin-dest die Aufträge für die Kabelherstellung in das Ausland gehen. Die machen nach Berechnung der KEMA-Dresden ca. 70 – 80 Prozent der Investitionskosten aus. Für die Freileitung hingegen ergibt sich ein positiver Wertschöpfungseffekt für die österreichische Volkswirtschaft. Zahlreiche Komponenten der Freileitung können di-rekt in Österreich produziert werden, und sie können auch von österreichischen Fir-men errichtet werden. Den negativen Wertschöpfungseffekten einer Teil- oder Vollverkabelung konnten darüber hinaus selbst von KEMA-Dresden keine positiv wirkenden Effekte auf Tou-rismus, Bauland oder Gesundheit entgegengestellt werden.


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Detaillierte Begründung der Kritik: Einer Überprüfung des Input-Output-Modells durch Professor Luptáčik (Beilage 1, Stellungnahme von Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik zu „KEMA-Gutachten zur Gesamtoder Teilver-kabelung der 380-kVLeitung „St. Peter —Tauern“ im Bundesland Salzburg, Kapitel 6, Volkswirt-schaftliche Untersuchung, Abschnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-Analyse“) zeigt gravierende Mängel auf Als Folge sind die in der Tabelle 6-37 (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 529 / Veröffentlichte Version, S. 513) der KEMA-Dresden-Studie dargestellten Gesamtergebnisse für Freileitung, Voll- und Teilverkabelung nicht korrekt ermittelt und als vergleichende Darstellung bzw. Entscheidungsgrundlage unbrauchbar. Nachstehend sind Auszüge aus der Stellungnahme durch Univ. Prof. Dipl.-Ing. Dr. Mikulas Luptáčik angeführt (siehe Beilage 1). „Wenn in den Berechnungen – wie die Zahlen in der Tabelle 6-35 belegen – die Leontief-Inverse der Version A (inländische Produktion und Importe) verwendet wurde, sind sämtliche Ergebnisse der Input-Output-Analyse in der Tabelle 6-37 unrichtig, da die Leontief-Inverse in alle diese Be-rechnungen eingeht.“ „Die Ergebnisse in der Tabelle 6-37 werden darüber hinaus unrichtigerweise als Wert-schöpfungseffekte interpretiert. … Die Ergebnisse in der Tabelle 6-37 stellen daher nicht die Wertschöpfungseffekte, sondern die Produktionseffekte dar, wie sie nach Gleichung (6-15) bzw. unter der Berücksichtigung der einkommensinduzierten Effekte nach (6-17) berechnet wer-den.“ „Die Autoren der vorliegenden Studie sind offensichtlich auch mit der grundlegenden Literatur über Input-Output-Analyse (Holub und Schnabl [QV14]; Miller und Blair [QV15]) nicht vertraut, da auch die Beschreibung des einfachen Input-Output-Modells an mehreren Stellen nicht korrekt ist.“ „Es bleibt außerdem unklar, zu welchen Preisen die Berechnungen (dazu ein Hinweis in 6.4.3 der KEMA-Dresden-Studie) erfolgten. Eine einheitliche Preisbasis (wenn irgendwie möglich, je-ne der Input-Output Tabelle, mit welcher operiert wird) ist ein unbedingtes Erfordernis für jede Input-Output Berechnung. Bei den Tabellen 6-18ff. fehlen Angaben über die Preisbasis.“ „Eine Abzinsung mit einem einheitlichen Faktor (Punkt 6.3.1 und Erläuterungen zur Kapitalwert-betrachtung, Punkt 6.4.3) ist der Aufgabenstellung völlig inadäquat, da sich die Preise der ein-zelnen Güter unterschiedlich entwickeln und damit Preisverschiebungen als Volumensänderungen interpretiert werden. ... Die genaue Art der Berechnungen ist aber auch hier nicht nachvollziehbar.“ „Völlig unklar bleibt, wie die Verluste der Landwirtschaft und die Erträge der Forstwirtschaft in die Input-Output-Berechnungen einbezogen wurden.“ „Bei der Erfassung dieser Effekte handelt es sich nicht um die Endnachfrage, sondern um die Pro-duktionseffekte von einem Gut auf die Produktion von anderen Gütern. Dazu muss eine andere


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Variante des Modells (6-15), das sogenannte gemischte Model (Miller und Blair, 1985), eingesetzt werden, das jedoch nirgends in der Studie erwähnt wird. Verwendet man für diesen Anwen dungsfall unrichtigerweise das klassische IO-Modell nach Gleichung (6-15) bzw. (6-17), so kommt es zu Doppelzählungen der Effekte und groben Überschätzungen.“ „Die Auswirkungen der höheren Netzkosten auf die Konsumgüternachfrage sind in der Studie nicht nachvollziehbar. Wie hat sich der Vektor des privaten Konsums infolge der höheren Netz-kosten geändert? In der Studie werden zwar die Auswirkungen der höheren Netzkosten auf die privaten Haushalte analysiert, jedoch auf die Effekte für die Wirtschaft wird überhaupt nicht eingegangen. Höhere Netzkosten erhöhen den Strompreis mit Auswirkungen auf die Preise aller anderen Güter (Strom ist ein wesentlicher Inputfaktor bei der Herstellung von anderen Gü-tern). Somit können höhere Netzkosten maßgeblich die Wettbewerbsfähigkeit beeinflussen.“ „In der vorgelegten Form liefern die Ergebnisse in Abschnitt 6.4 keine Hilfe für die Be-urteilung der volkswirtschaftlichen Auswirkungen der drei betrachteten Bauvarianten der 380-kV-Leitung ,St. Peter –Tauern‘ im Bundesland Salzburg.“


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Beurteilung der Antworten auf den APG-Fragenkatalog (original APG-Fragenkatalog mit Beantwortung durch KEMA-Dresden [in kursiver Schrift] mit APG-Stellungnahme in blau) D.27. Die Gesamtwirtschaftlichkeit (unter Berücksichtigung der Lebensdauer, Betriebs-, Ausfalls-

und Reparaturkosten, der Investitionen etc.) mit den genannten TVK und VVK im Teilstück „Tauern – Salzach neu“ ist zu ermitteln. Siehe Kapitel 6.3. Stellungnahme APG: Die Frage ist unzureichend und unrichtig beantwortet, da die Investitionskosten und die Reparaturkosten zu niedrig angesetzt wurden und die gesamte Wirtschaftlichkeitsbetrach-tung auf einem unterdimensionierten Kabel beruht.

D.28. Welches Übertragungssystem stellt aus wirtschaftlicher Sicht die beste Lösung dar? Unter ausschließlicher Berücksichtigung der eindeutig quantifizierbaren Aspekte stellt die Freileitungsvariante die beste Lösung dar. Werden die nicht unmittelbar quantifizierbaren Auswirkungen auf den Tourismus, das Bauland und die Gesundheit ebenfalls berück-sichtigt, lässt sich keine eindeutig beste Lösung identifizieren. Details siehe Kapitel 6.2 und 6.4. Stellungnahme APG: Diese Antwort steht im Widerspruch zu den Ausführungen im Kapitel „Volkswirtschaft“, wo-nach eindeutig ein volkswirtschaftlich negativer Effekt durch die Kabelvarianten festgestellt wurde. Im Angebot der KEMA-Dresden an die Salzburger Landesregierung wurde festgehalten: „Dabei sind einerseits die mit dem Eingriff in das Landschaftsbild verbundenen Rückwirkun-gen auf Land- und Forstwirtschaft sowie den Tourismus und andererseits die durch die lnvestition ausgelösten Wachstums- und Beschäftigungsimpulse zu berücksichtigen.“ … „Ergebnis der Untersuchungen ist eine gesamtwirtschaftliche Bewertung einer Teil- oder Gesamtverkabelung der Salzburgleitung und ein Vergleich zur alternativen Ausführung als Freileitungslösung.“ Dieser Auftrag wurde nicht erfüllt.


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VI. Grundsätzliche Kritik an der KEMA-Dresden-Studie

VI.1. Methodische Herangehensweise der KEMA-Dresden-Studie In der KEMA-Dresden-Studie finden sich zahlreiche Beispiele dafür, dass die Methodik, mit der KEMA-Dresden das Thema untersucht hat, keine geeignete Vorgehensweise ist, um eine Mach-barkeitsuntersuchung durchzuführen, welche die Basis für die Änderung der Projektierung eines Übertragungsnetzbetreibers darstellen soll. Im Konkreten: VI.1.1. Organisation und Zusammenspiel der einzelnen Fach-Gutachter KEMA-Dresden hat am 06.07.2007 gegenüber der Salzburger Landesregierung und der APG eine zentral koordinierte Vorgangsweise für die Erstellung der Studie präsentiert. Eine solche Vor-gangsweise erscheint auch sinnvoll.

Abbildung 26: Präsentation Vorgangsweise KEMA-Dresden 06.07.2007 In der Abschlusspräsentation am 28.01.2008 präsentierte KEMA-Dresden eine abgeänderte Vor-gangsweise. Aus dieser ist ersichtlich, dass die einzelnen Teilgutachter nicht mehr ausschließlich über KEMA-Dresden miteinander ihre Arbeiten abstimmten, wodurch wahrscheinlich die im Doku-ment vorhandenen Widersprüche in den einzelnen Kapiteln zustande kamen. Diese sind unter an-derem unterschiedliche Verlegetiefen, Kabelquerschnitte und Trassenbreiten.


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Abbildung 27: Präsentation Vorgangsweise KEMA-Dresden 28.01.2008 VI.1.2. Aufbau und Struktur der KEMA-Dresden-Studie Die APG hat stets eine klare Trennung der Themen Kabeltechnik bzw. Kabeldimensionierung und Netzbetrieb bzw. Untersuchung der Risiken für die Versorgungssicherheit verlangt und nach Durchsicht des Angebotes der KEMA IEV Dresden den Auftraggeber schriftlich mit Schreiben vom 04.07.2008 mitgeteilt. APG hat diese Trennung deshalb gefordert, weil nur so gewährleistet werden kann, dass in allen Teilbereichen eine abschließende Aussage seitens KEMA-Dresden für mehrere Kabelvarianten zu erhalten ist. Vermischt man verschiedene Teilbereiche, kann dies dazu führen, dass in verschiede-nen Kapiteln verschiedene Kabelvarianten untersucht werden, diese aber nicht konsistent in allen Teilbereichen geprüft werden. KEMA-Dresden hat diesen Einwand von APG nicht aufgegriffen. Die seitens APG befürchtete Vermengung von Kabeldimensionierung und Netzbetriebssicherheit ist im Kapitel „Elektroenergetische Aspekte“ eingetreten. Dies führt letztendlich dazu, dass nicht eine konkrete Kabelvariante festgelegt wird, deren Konsequenzen und Risiken auch aus betrieb-licher Sicht beurteilt werden. In den einzelnen Kapiteln der KEMA-Dresden-Studie werden unter-schiedliche Kabel (mit unterschiedlichen Querschnitten, Verlegearten, Systemkonfigurationen etc.) untersucht. Die in erster Linie untersuchte Kabelvariante wird trotz der Feststellung, dass diese im Vergleich zur Salzburgleitung unterdimensioniert ist, der Studie zugrunde gelegt. Alternativen werden zwar genannt, jedoch weder genau beschrieben noch dargestellt. In der Studie erfolgt keine ordnungs-gemäße Kabeldimensionierung. Somit erhält man für keine Variante eine klare Endaussage von KEMA-Dresden, was wiederum bedeutet, dass es für einen Übertragungsnetzbetreiber unmöglich ist, diese unabgestimmten Teilergebnisse zu berücksichtigen.


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VI.1.3. Außerbetrachtlassung wichtiger Randbedingungen Soll die Machbarkeit für alle Beteiligten geklärt werden, heißt dies, dass die seitens KEMA-Dresden untersuchte Kabelvariante auch den Vorgaben des österreichischen Rechts, der ein-schlägigen technischen Normen etc. entsprechen muss. In der KEMA-Dresden-Studie wurden etwa einschlägige Normen nicht bzw. unzureichend berück-sichtigt. KEMA-Dresden begründet diese Vorgehensweise damit, dass dies nicht Teil des Auftra-ges gewesen wäre. So wird von der Studie beispielsweise die Einhaltung von Grenzwerten für Magnetfelder nicht untersucht (Dies wird sogar mehrfach in der Studie erwähnt.). Diese Nichtbeachtung führt dazu, dass KEMA-Dresden in der Studie zwar ausführt: „Für das Erd-kabel ergeben sich nach ForWind (2005) wesentlich höhere Werte von 127,5 µT beim Betrieb ei-nes Systems (2.279 A) und 97,3 µT beim Betrieb von zwei Systemen mit jeweils 1.671 A bei einer Verlegetiefe von 1,5 m. Die Internationale Kommission zum Schutz vor nichtionisierten Strahlen (ICNIRP) empfiehlt für magnetische Flussdichte einen Grenzwert von 100 µT und für elektrische Feldstärke einen Grenzwert von 5 kV/m (vgl. Tabelle 6-17).“ Es gibt jedoch keine Abschätzung sei-tens KEMA-Dresden, ob dieser Grenzwert von den untersuchten Kabelvarianten eingehalten wird. Die skizzierten Kabellösungen der KEMA-Dresden überschreiten gemäß den eindeutigen Berech-nungen der APG und den hinzugezogenen Experten den geltenden Grenzwert von 100 µT we-sentlich. Aus der Sicht eines Netzbetreibers können derartige Projekte nur dann realisiert werden, wenn sie den Grenzwert von zumindest 100 µT einhalten. Ein Projekt, das die 100 µT wesentlich über-schreitet, ist somit für einen Netzbetreiber als konkretes Projekt nicht umsetzbar. Eine nachträgliche Berücksichtigung/Einhaltung der Grenzwerte würde – so die Ergebnisse der Untersuchung der APG – eine grundsätzliche Änderung der dimensionierten Anlage bedeuten. VI.1.4. Kombination günstigster Parameter Eine Machbarkeitsuntersuchung, die in die Planung eines Netzbetreibers einfließen soll, kann nicht allein aus einer Kombination der jeweils günstigsten Parameter bestehen, sondern muss ausrei-chende Sicherheiten und Spielräume zulassen. Das heißt, dass es für die Planung von Anlagen eines Übertragungsnetzbetreibers notwendig ist, dass man bei den einzelnen Annahmen Ansätze wählt, die sicherstellen, dass nicht jede geringfügige Änderung der Ausgangsparameter eine Ver-änderung des Endergebnisses bedeutet. Die KEMA-Dresden-Studie kombiniert aus Sicht der APG günstigste Annahmen über Wärmeabfuhr über den Boden, Verlegetiefe u.a. Dies führt zur der aus der Sicht eines Netzbetreibers nicht nachvollziehbaren und praxisfremden Aussage, dass eine Teilverkabelung der 380-kV-Salzburgleitung machbar sei.


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VI.1.5. Annahmen wurden bei der Präsentation der Ergebnisse nicht dargestellt In der KEMA-Dresden-Studie wird das Wort „grundsätzlich“ über 100 Mal erwähnt. Häufig wird das Wort „grundsätzlich“ bei der Darstellung der Ergebnisse verwendet. Beispiele: „Die Ausschaltungen von Kabelstrecken führen auf Grund des Schaltvermögens moderner Schalt-geräte grundsätzlich zu keinen kritischen Zuständen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Ori-ginal, S. 24 / Veröffentlichte Version, S. 8) „Eine Teilverkabelung, auch in mehreren Abschnitten, ist technisch grundsätzlich möglich.“ (KE-MA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 27 / Veröffentlichte Version, S. 11) Für die Planung eines Netzbetreibers ist eine Kombination von idealen Parametern mit „grundsätz-lichen“ Annahmen nicht ausreichend. Dies ist insbesondere von Bedeutung, da aufgrund der zuvor genannten günstigen Kombination von idealen Annahmen für Parameter zum Beispiel bei der Ka-beldimensionierung die Ergebnisse (die Leistungsfähigkeit des Kabels) bereits bei geringfügigen Änderungen der Parameter (z.B. Legetiefe, Bodenwiderstand, etc) die in der Studie genannten Er-gebnisse nicht mehr gelten. VI.1.6. Von APG übergebene Daten wurden unrichtig verwendet Ein von APG übergebenes Szenario, welches zu den bestehenden Kraftwerken ausschließlich be-reits im Bau bzw. in konkreter Planung befindliche Projekte berücksichtigt und für das Jahr 2020 herangezogen werden kann, wird in der Studie ohne entsprechende Adaptierungen für das Jahr 2050 herangezogen. Richtigerweise müssten die weiteren Laststeigerungen bis zum Jahr 2050 sowie der weitere Kraftwerksausbau im Szenario adaptiert werden. In der KEMA-Dresden-Studie wurde hingegen das Szenario sogar hinsichtlich der Importleistungen aus Deutschland abgeändert (reduziert), sowie eine Leitung nach Italien außer Betrieb gesetzt. Die Untersuchungen der Netzbe-triebssicherheit basieren damit auf einer unzulässigen Basis und auf einem Szenario, dass die künftigen Anforderungen an das Übertragungsnetzes nicht darstellen. VI.1.7. Von APG übergebene netzbetriebrelevante Daten wurden teilweise abgeän-

dert APG hat der KEMA-Dresden für die Salzburgleitung die geplanten Instandhaltungszyklen und die Lebensdauer ihrer Freileitungen bekanntgegeben. In der Studie werden im Vergleich dazu wesent-lich kürzere Instandhaltungszyklen und eine wesentlich geringere Lebensdauer angenommen. Damit werden insbesondere die Angaben betreffend Verfügbarkeit der Freileitungen und auch der Kostenvergleich in der Volkswirtschaft aus Sicht der APG verzerrt und zu Ungunsten der Freilei-tung dargestellt. Die Salzburgleitung bzw. ihre Bestandteile und Komponenten (z.B. Leiterseile, I-solatoren etc.) haben eine wesentlich längere Lebensdauer als in der KEMA-Dresden-Studie an-genommen.


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VI.2. Qualität der KEMA-Dresden-Studie VI.2.1. Wesentliche Unterschiede zwischen der veröffentlichten Version der KEMA-

Dresden-Studie und dem übergebenen Original(-Gutachten):

- Der Titel wurde verändert. Aus „Gutachten“ wurde „Machbarkeitsuntersuchung“. Datum und Berichtnummer des Dokuments und Berichtnummer blieben hingegen unverändert. Zudem wird das Logo der Firma KEMA nicht mehr am Deckblatt abgebildet.

- Einige Abbildungen wurden ausgetauscht und die Seitennummerierung verändert. - Im übergebenen Original wird für den Fall einer Teilverkabelung eine Kostensteigerung für

private Haushalte in Höhe von 1,10 EUR pro Jahr, in der „Machbarkeitsuntersuchung“ hinge-gen ein Wert von 3,97 EUR errechnet. Die angegebenen Werte differieren somit um 360 Prozent. Aus Sicht der APG sind beide Werte unzutreffend (siehe Kapitel V.7. „Netztarifliche Auswirkungen zu niedrig dargestellt“).

- Im übergebenen Original wird der für die Kabelleitung freizuhaltende Korridor unter Einhal-tung eines Sicherheitsabstandes mit ca. 30 m definiert. In der „Machbarkeitsuntersuchung“ gibt es diesen Bezug auf 30 m nicht mehr, wodurch sich ein Trassenkorridor von rund 12 m ergibt.

- Für die Bauzeit wird im übergebenen Original ein erforderlicher Arbeitsraum mit einer Breite von ca. 20 m angeführt; in der „Machbarkeitsuntersuchung“ wurde dies auf 10 bis 20 m redu-ziert. Dies bedeutet einen wesentlichen Unterschied für die benötigten Flächen und ist auf-grund des massiven Eingriffs in die Landschaft ein wichtiges Thema für den Umweltschutz (siehe Kapitel V.8. „Raumplanung, Geologie“).

VI.2.2. Differenzen zwischen präsentierten Ergebnissen und Aussagen in der veröf-

fentlichten Studie Einige der oben angeführten Differenzen zwischen veröffentlichter Studie und übergebenem Origi-nal bestehen auch zwischen der Präsentation vom 28.01.2008 und der veröffentlichten Studie (beide auf der Homepage der Salzburger Landesregierung unter www.salzburg.gv.at/380kV abruf-bar). Dies betrifft zum Beispiel die tariflichen Auswirkungen von Teilverkabelungen. Weiters wurde in der Präsentation nicht ausreichend auf die in der Studie angeführten, zahlreichen geologischen Risiken hingewiesen.


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VI.2.3. Aussagen im Widerspruch zur Erfahrung und Anforderung der APG Zusätzlich zu den fachlichen Kritikpunkten im Kapitel V möchten wir exemplarisch anführen, wa-rum die Aussagen der KEMA-Dresden Studie von APG nicht bei der Planung berücksichtigt wer-den können:

o In den energiewirtschaftlichen Szenarien wird eine innerdeutsche (n-1)-Kapazitätsgrenze von 1.700 MW angegeben. Tatsächlich (und das hat APG der KEMA-Dresden mehrfach dargelegt) sind wesentliche höhere Werte anzunehmen. In St. Peter muss künftig mit einer Übergabeleistung von 3.000 MW von Deutschland gerechnet werden. Dieser Wert ist zwi-schen den Netzbetreibern (APG und E.ON) abgestimmt.

o Weiters wurden teilweise deutsche Normen einfach auf Österreich übertragen, obwohl die-

se in Österreich nicht angewendet werden, weil es hierfür in Österreich spezifische Normen gibt. Dies betrifft die im Zusammenhang mit Verkabelungsfragen relevante Österreichische Norm ÖVE-L20.

o Die Berechnung der Nichtverfügbarkeit von Kabeln steht im Widerspruch zu der in Öster-

reich verbindlich anzuwendenden Errichtungsbestimmung (ÖVE/ÖNORM EN 50341).

o Die Kostenkalkulation in der KEMA-Dresden-Studie erfolgte auf Basis eines unrichtigen Zinssatzes. Die anerkannten Finanzierungskosten für APG ergeben sich aus der Multiplika-tion der verzinslichen Kapitalbasis (Saldo der Restbuchwerte) mit dem für APG zugestan-denen Finanzierungszinssatz (WACC, Weighted Average Cost of Capital).

o Der in den Erläuterungen zur Systemnutzungstarife-Verordnung angegebene und von KE-

MA-Dresden angeführte WACC von 6,04 % findet nur auf die Verteilnetzbetreiber in Öster-reich Anwendung. Der für APG angewendete WACC für die Netzebene 1 wird jährlich durch die zuständige Regulierungsbehörde gesondert festgelegt.

o Die Berechnung der Verlustkosten erfolgt anhand eines zu niedrigen Verlust-Tarifes. Die

von KEMA-Dresden errechneten Verlustkosten für Freileitung und Erdverkabelung sind da-her unrichtig. Statt mit 38 EUR/MWh, wie von KEMA-Dresden angenommen, beträgt der Verlust-Tarif laut Systemnutzungstarife-Verordnung 59,73 EUR/MWh. Die Verlusttarife sind jederzeit auf der Homepage der E-Control abrufbar: (http://www.econtrol.at/portal/page/portal/ECONTROL_HOME/STROM/RECHTSGRUNDLAGEN/BUNDESREC

HT/VERORDNUNGEN/PDFS/SNT-VO_Novelle2008_20071212_Erlaeuterungen.pdf)


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VI.2.4. Volkswirtschaftliche Bewertungen wurden nicht durchgeführt Im Angebot der KEMA-Dresden vom 11.07.2007, welches von der Salzburger Landesregierung am 17.07.2007 an APG übermittelt wurde, wird im Teil D, Volkswirtschaftliche Untersuchungen, auf Seite 10 Folgendes ausgeführt:

Neben den spezifischen technischen Vor- und Nachteilen von Freileitungen und Erdkabeln sollen bei der Bewertung des lnvestitionsvorhabens auch die damit verbundenen ökono-mischen Auswirkungen auf die Region und das Land Salzburg untersucht werden. Da-bei sind einerseits die mit dem Eingriff in das Landschaftsbild verbundenen Rückwirkungen auf Land- und Forstwirtschaft sowie den Tourismus und ande-rerseits die durch die lnvestition ausgelösten Wachstums- und Beschäftigungs-impulse zu berücksichtigen. Mit dem Ausbau der Salzburgleitung kann mit entspre-chenden Auswirkungen auf die regionale und überregionale Wirtschaft gerechnet werden.

Und auf der gleichen Seite weiter unten im Text:

Ein sehr wichtiger Faktor im Hinblick auf die ästhetische Komponente stellt der Tourismus dar. lnsbesondere ¡n den betroffenen Gebieten ist der Tourismus ein wesentli-cher Wirtschaftsfaktor, weshalb die Auswirkungen von Eingriffen in das Land-schaftsbild nicht vernachlässigt werden dürfen.

KEMA-Dresden ist somit bei der Angebotslegung nicht nur davon ausgegangen, dass es Rückwir-kungen der Freileitung auf den Tourismus gibt, sondern führt auch an, dass diese Auswirkungen nicht vernachlässigt werden dürfen und bei der Bewertung der ökonomischen Auswirkungen zu berücksichtigen sind. In der KEMA-Dresden-Studie wird diese Bewertung der Auswirkungen auf den Tourismus nicht durchgeführt, sondern wiederholt darauf hingewiesen, dass eine Bewertung nicht möglich ist. VI.2.5. Betriebserfahrungen werden nicht berücksichtigt Damit ein Übertragungsnetzbetreiber ein neues Kabelsystem in sein Netz einbauen kann, ist es notwendig, dass auch mit diesem neuen Element der sichere und zuverlässige Netzbetrieb ge-währleistet werden kann. Gerade für diesen Aspekt ist es wichtig, dass derartige neue Systeme bereits in der Praxis erprobt und erwiesen sind. Bei der Beurteilung, ob ein Kabelsystem im Übertragungsnetz der APG machbar ist, bezieht sich die KEMA-Dresden-Studie aber vorwiegend auf Angaben von Kabelherstellern. Betriebserfahrun-gen von Übertragungsnetzbetreibern werden nicht recherchiert und sind somit nicht berücksichtigt. KEMA-Dresden selbst hat in der Präsentation vom 09.07.2008 die Notwendigkeit gesehen, eine Umfrage bei den europäischen TSOs zu machen. Dies ist aber nicht geschehen.


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Erfahrungen von Übertragungsnetzbetreibern mit Kabelbau (Verlegung, Lieferung von Kabeltrom-meln, Kabelverschnitt etc.) und mit Netzbetrieb wurden ebenfalls nicht berücksichtigt. Derartige Er-fahrungen wären aber für die Beurteilung der Machbarkeit für einen Netzbetreiber besonders wich-tig gewesen. VI.2.6. Zitiermethoden bei Stand der Technik Der Text in Kapitel 3.2.4 „Stand der Technik“ der KEMA-Dresden-Studie ist über weite Passagen wortgleich mit einer Information der Handwerkskammer für München und Oberbayern mit dem Titel „Technische Regeln. Begriffe und Allgemeine Zusammenhänge“. Dies betrifft auch die in die-sen Textstellen angeführten Zitate und Literaturstellen (Fußnoten /3-6/ und /3-7/), welche sich e-benfalls wortgleich und an der jeweils selben Stelle wie in der Information der Handwerkskammer für München und Oberbayern, „Technische Regeln. Begriffe und Allgemeine Zusammenhänge“6 befinden. Im Kapitel 3.2.4 „Stand der Technik“ der KEMA-Dresden-Studie wurden offensichtlich fremde Quellen ohne Hinweis auf den ursprünglichen Urheber des Textes verwendet. Zum Begriff „Stand der Technik“ in Österreich verweisen wir auf die einschlägigen rechtlichen Vor-gaben, welche wir im Kapitel V.2. dieses Dokuments ausführlich dargelegt haben. Die nachfolgend grau hinterlegten Stellen zeigen die wortwörtliche Übereinstimmung der KEMA-Dresden-Studie mit der Information der Handelskammer für München und Oberbayern: „Der Begriff ,Stand der Technik‘ ist ein unbestimmter Rechtsbegriff, jedoch liegen in der Literatur mehrere gleichlautende Interpretationen vor. Wesentlich zum Verständnis des Begriffs und zu des-sen Einordnung ist, dass die betreffenden und zu beurteilenden Verfahren, Einrichtungen oder Be-triebsweisen noch nicht notwendigerweise allgemein anerkannt sein müssen. Vorausgesetzt wird aber ein Entwicklungsstand, der die praktische Eignung im technischen Maßstab gesichert er-scheinen lässt /3-6/. Diese Maßgabe kann grundsätzlich auf alle Fachgebiete übertragen werden. Während die allgemein anerkannten Regeln der Technik eine Mehrheitsmeinung der Praxis dar-stellen, ist der Stand der Technik nicht von der herrschenden Auffassung unter Praktikern abhän-gig. Er bestimmt sich vielmehr danach, was im Sinne des technischen Fortschritts für geeignet, notwendig oder angemessen gehalten wird. Mithin bedeutet Stand der Technik den technisch und wirtschaftlich realisierbaren Fortschritt. Im Gegensatz dazu bedeuten die allgemein anerkannten Regeln der Technik die bewährte, kon-ventionelle Ausführung. Dieser Begriff stammt ursächlich aus dem Baubereich und wurde aufgrund der Tatsache, dass es in diesem Bereich besonders viele technische Regeln gibt, durch die Rechtssprechung näher definiert.

6 Handwerkskammer für München und Oberbayern, „Technische Regeln. Begriffe und Allgemeine Zusam-menhänge“, im Internet abrufbar unter http://www.hwk-muenchen.de/viewDocument?onr=74&id=266 bzw. http://www.hwk-muenchen.de/74,145,131.html


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Unter allgemein anerkannten Regeln der Technik wird die Summe der in einem Fachgebiet aner-kannten wissenschaftlichen, technischen und handwerklichen Erfahrungen verstanden, die durch-weg bekannt sind und die sich als richtig und brauchbar bewährt haben /3-7/. Allgemein anerkann-te Regeln der Technik stellen die vorherrschende Auffassung unter den technischen Praktikern auf dem betreffenden Fachgebiet dar. Zum Konsens in der Fachwelt sind sie geworden, weil sie in der Theorie anerkannt und von der Praxis bestätigt worden sind. Die Kategorien Stand der Technik und anerkannte Regeln der Technik beschreiben die Qualität des angewendeten technischen Wissens. Zu diesen Kategorien ist im Hinblick auf Vollständigkeit noch der Stand der Wissenschaft und Technik zu nennen. Dieser umfasst den technischen Ent-wicklungsstand, bei dem Verfahren, Einrichtungen oder Betriebsweisen wissenschaftlich begrün-det sind und sich in Versuchs- und Pilotanlagen als technisch durchführbar erwiesen haben. Eine Umsetzung bzw. praktische Eignung im großtechnischen Betrieb steht dabei allerdings noch aus. Der Stand der Wissenschaft und Technik stellt die höchste Stufe des Anwendens externen Wis-sens dar. Gefordert wird dieser aber nur dort, wo höchste Risiken für Leben und Gesundheit be-stehen können, z.B. in der Kernenergietechnik, der Pharmazie und der Medizin. Insgesamt ergibt sich bei der Anwendung der drei Begriffe zur Beurteilung der Qualität des ange-wendeten technischen Wissens folgende Dreistufigkeit (Tabelle 3-4). Der Stand der Technik wird dabei als mittleres und erforderliches Sicherheitsniveau eingeordnet.“ VI.3. Aussagen der einzelnen Fachkapitel stimmen nicht immer überein In der KEMA-Dresden-Studie findet man sowohl zwischen den einzelnen Fachbereichskapiteln auf als auch innerhalb der einzelnen Fachkapitel unterschiedliche Aussagen. VI.3.1. Kabeltechnik Elektromagnetische Felder In der KEMA-Dresden-Studie wird festgehalten:

• EMF werden in der Studie nicht untersucht. • Wienstrom betreibt ein Erdkabel mit einer Kapazität von 600 MW und einem Querschnitt

von 1.200 mm2. Die Verlegetiefe musste aufgrund eines Gesetzes (15 µT) auf mindestens 2,7 m gesetzt werden. Das maximal auftretende Elektromagnetische Feld ist somit 15 µT.

• Die KEMA-Dresden-Studie geht von einer Verlegtiefe von 1,2 m und einer Kabelkapazität von 2.000 MW aus.

• ForWind-Studie: Bei geringeren Strömen und tieferer Legung als KEMA-Dresden-Kabel be-reits rd. 100 µT erreicht.

Es ist somit logisch ableitbar und absehbar, dass das KEMA-Dresden-Kabel an der Oberfläche 100 µT weit überschreitet und die gesetzlichen Grenzwerte verletzt. Im Vergleich zur Salzburgleitung (rd. 20 µT an der Stelle des tiefsten Durchhangs direkt unter den Leiterseilen) würden beim KEMA-Dresden-Kabel auf der Erdoberfläche gemäß den Berechnungen


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der APG und den beigezogenen Experten mindestens 200 µT auftreten. Dies entspricht einer Ü-berschreitung des WHO7-Grenzwertes um 100 %. Im Kapitel V.8. „Raumplanung, Geologie“ werden aber offensichtlich EMF sehr wohl berücksichtigt, denn es wird die magnetische Feldstärke in einem Abstand von 20 m mit 1 µT angegeben und in der raumplanerischen Beurteilung verwendet. VI.3.2. Netzbetrieb Dimensionierung und Kühlung des Kabels Die KEMA-Dresden-Studie geht von einer 2.300-MW-Freileitung aus. Jedoch wird als Grundvari-ante nur von einem zwei-systemigen Kabel mit einem Querschnitt von 2.500 mm2 und einer maxi-malen Kapazität von 2.050 MW ausgegangen. Dies wäre ein Flaschenhals im Übertragungsnetz der APG. Es wird erwähnt, dass ein derartiges Kabel ohne Zusatzkühlung die erwähnte Leistungskapazität nicht erreichen kann. Trotzdem wurde die Zusatzkühlung nicht in die Kalkulation miteinbezogen. Abschaltung der Italienleitung nicht umsetzbar In dem von APG übergebenen Szenario für den Salzburger Raum mit einem Planungshorizont für 2020 ist weitgehend unabhängig, ob die Leitung Lienz – Soverzene (Italienleitung) weiter als 220-kV-Leitung betrieben wird oder auf 380 kV umgestellt wird. Jedenfalls unzulässig ist es für einen Netzbetreiber, die Leitungsverbindung nach Italien einfach dauerhaft abzuschalten. Die europäi-sche Rechtslage besagt hierzu, dass die Übertragungsnetzbetreiber die größtmögliche Leitungs-kapazität an den Kuppelstellen zur Verfügung stellen müssen. Eine dauerhafte Abschaltung einer dieser Kuppelleitungen, die nicht aus technischer Sicht unbedingt erforderlich ist, wie nach Italien, widerspricht somit der europäischen Gesetzeslage. Die dauerhafte Abschaltung der 380-kV-Leitung nach Italien in den Berechnungen von KEMA-Dresden (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 99 / Veröffentlichte Version, S. 115) steht im klaren Widerspruch zur Gesetzeslage.

7 World Health Organisation (Weltgesundheitsorganisation)


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VI.3.3. Vorgeschlagenen Trassencharakteristik KEMA Dresden gibt zur Grabenbreite an: „Breite OK [Oberkante] Graben 6,30 m“ (KEMA-Dres-den-Studie, Übergebenes Original, S. 248 / Veröffentlichte Version, S. 232). Im volkswirtschaftli-chen Teil wird jedoch eine andere Breite angegeben: „Beim Erdkabel beträgt die Grabenbreite 4 m“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 464 / Veröffentlichte Version, S. 448). Weiters wird zur Verlegetiefe des Kabels angegeben: „Es wird von einer Legetiefe von 1,2 m aus-gegangen.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 94 / Veröffentlichte Version, S. 78). Dies steht im Widerspruch zu: „Das Kabel liegt in etwa 1,5 m Tiefe, eingebettet in Magerbeton.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 464 / Veröffentlichte Version, S. 448) Die oben dargestellten Annahmen betreffen die zwei-systemige Grundvariante.


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VII. Konsequenzen einer (Teil-)Verkabelung

VII.1. Genehmigungsfähigkeit von Teilverkabelungen problematisch Gemäß dem Auftrag an KEMA-Dresden war es zwar nicht das Ziel der KEMA-Dresden-Studie, ein einreichfähiges Projekt vorzuschlagen. Um jedoch die Machbarkeit einer Teilverkabelung in Öster-reich beurteilen zu können, wäre es für einen Netzbetreiber besonders wichtig gewesen, dass die KEMA-Dresden-Studie auch die Hauptpunkte der für ein Genehmigungsverfahren notwendigen Anforderungen untersucht. Die vorliegende Machbarkeitsuntersuchung entspricht nicht den grundsätzlichen Anforderung an die Einreichunterlagen für die relevanten behördlichen Genehmigungsverfahren. Es sind beispiels-weise die Ausführungen der KEMA-Dresden-Studie zu den Umweltauswirkungen eines Kabels nicht mit den Anforderungen einer Umweltverträglichkeitserklärung vergleichbar. So fehlt insbeson-dere eine konkrete Beschreibung der möglicherweise vom Vorhaben erheblich beeinträchtigten Umwelt und der konkreten Auswirkungen des Vorhabens auf die einzelnen Umweltmedien. In ei-ner Umweltverträglichkeitserklärung wären auch die Auswirkungen des Vorhabens auf den Men-schen darzustellen. Dies ist in der Studie, die explizit die Frage der elektromagnetischen Felder ausblendet, nicht der Fall. Neben dem Schutzgut Mensch fehlen die Aspekte Tiere, Pflanzen und deren Lebensräume, Wasser, Luft, Klima, Sach- und Kulturgüter sowie eine Betrachtung der Wechselwirkungen zwischen den einzelnen Schutzgütern. Ohne diese Aspekte geprüft zu haben, kann nicht abschließend gesagt werden, ob ein Projekt ge-nehmigungsfähig ist. Die Genehmigungsfähigkeit wiederum ist essenziell dafür, ob ein Projekt tat-sächlich für APG machbar ist oder nicht. Bei einer Teilverkabelung wäre es notwendig, die zu verkabelnden Teilbereiche festzulegen. Dies geschah in der KEMA-Dresden-Studie vor allem mittels Umfrage einiger Betroffener. Gerade aus rechtlicher Sicht ist dies eine mit schwerwiegenden Unsicherheiten behaftete Methode, um die zu verkabelnden Teilbereiche zu definieren. Es ist daher zu erwarten, dass ein solches Projekt im Genehmigungsverfahren vor allem wegen der fehlenden Objektivierbarkeit der zu verkabelnden Teilbereiche zu gravierenden Problemen führen würde. Gerade im Hinblick auf nachfolgende Zwangsrechtsverfahren wird im vorangehenden Projektbewilligungsverfahren im Detail geprüft, ob das Vorhaben im öffentlichen Interesse liegt und ob die damit verbundene Grundinanspruchnahme erforderlich ist. Da es kaum möglich ist, nach objektiven Kriterien zu entscheiden, wo verkabelt werden soll (und ob das Kabel oder die Freileitung als weniger schwerwiegender Eigentumseingriff zu werten ist), ist im Projektbewilligungsverfahren mit der Gefahr von Verfahrensmängel zu rech-nen. Diese für die Realisierbarkeit und Genehmigungsfähigkeit des Projekts essenziellen Aspekte wurden in der Machbarkeitsuntersuchung nicht erwähnt.


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VII.2. (Teil-)Verkabelung erfordert Verbleib der 220-kV-Leitungen VII.2.1. 220-kV-Leitungen für Versorgungssicherheit essenziell Die Aussage der KEMA-Dresden-Studie, dass die 220-kV-Leitung im Falle einer (Teil-)Verka-belung rückgebaut werden kann, basiert aus Sicht der APG auf einer unrichtigen Beurtei-lung des netzbetrieblichen Risikos und einem zu gering dimensionierten Kabel. Für die Ver-sorgungssicherheit ist der Verbleib der 220-kV-Leitungen essenziell, da über diese Leitun-gen das Risiko des Kabels für die Versorgungssicherheit abgefangen werden muss. Der Netzwiederaufbau kann über die bestehende 220-kV-Leitung ebenfalls gesichert und rasch erfolgen. Hingegen können beim Netzwiederaufbau über eine (Teil-)Verkabelung Netz-schwingungen verursacht werden, welche sowohl Kabel als auch Kraftwerksgeneratoren gefährden. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Eine Unterstützungsfunktion der alten 220-kV-Leitung St. Peter – Tauern und somit deren Weiter-bestand wird dabei nicht für erforderlich gehalten.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 216 / Veröffentlichte Version, S. 200) Kritik seitens APG: Die KEMA-Dresden-Studie basiert aus Sicht der APG auf einer unrichtigen Beurteilung des netzbetrieblichen Risikos und einem zu gering dimensionierten Kabel. Kabel verursachen aufgrund von langen Reparaturzeiten ein Risiko im Netzbetrieb. Im Falle eines Kabelausfalles ist jede verfügbare Übertragungskapazität von höchster Bedeutung und kann sogar entscheidend sein, ob ein Blackout eintritt oder nicht. APG kann im Falle einer (Teil-)Verkabelung aufgrund der gegebenen gesetzlichen Verantwortung für eine hohe Versorgungssicherheit die bestehenden 220-kV-Leitungen nicht demontieren. Der Fragenkatalog der APG wurde diesbezüglich unzureichend beantwortet. Detaillierte Begründung der Kritik: Das Risiko einer (Teil-)Verkabelung für die Versorgungssicherheit wird unrichtig bewertet (siehe Kapitel V.4. „Risiken bei der Betriebsführung“). Die Frage der Demontage der 220-kV-Leitungen wird in der KEMA-Dresden-Studie somit aus Sicht der APG aufgrund von unrichtigen Annahmen beurteilt, weshalb die Studie letztlich auch zu unrichtigen Schlussfolgerungen kommt.


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Durch den Verbleib der 220-kV-Leitungen inkl. des Phasenschiebers in Tauern, kann im Falle von lang andauernden Kabelreparaturen zumindest im Notbetrieb die Stromversorgung für Salzburg bewerkstelligt werden. Die Transportkapazität der 220-kV-Leitung kann im Notfall – ohne Einhal-tung der (n-1)-Sicherheit – den Bedarf der Stadt Salzburg abdecken. Im Falle eines Blackouts erfolgt der Netzwiederaufbau ausgehend vom Kraftwerk Kaprun. Über die bestehende 220-kV-Leitung wird die Stadt Salzburg als erste Landeshauptstadt Österreichs wie-derversorgt und eine Verbindung zu den Donaukraftwerken hergestellt. VII.2.2. 220-kV-Leitungen sind für Neuverlegung der Kabel in rd. 40 Jahren un-

verzichtbar Im Falle von Reparaturen des Kabels bzw. bei der Neuverlegung in spätestens 40 Jahren sind die 220-kV-Leitungen dringend erforderlich und können nicht demontiert werden. KEMA-Dresden-Studie im Original: „Aufgrund der 220-kV-seitigen Verbindungen von Tauern nach Weißenbach sowie von Lienz nach Obersielach ist die Aufrechterhaltung des vertikalen Lastflusses zur Versorgung der angeschlos-senen Verbraucher in den UW Salzach neu, Pongau und Tauern denkbar, wurde aber im Rahmen dieser Studie nicht explizit untersucht. Eine Unterstützungsfunktion der alten 220-kV-Leitung St. Peter – Tauern und somit deren Weiter-bestand wird dabei nicht für erforderlich gehalten. Einschränkungen können sich möglicherweise bei horizontalen Transporten, sowie bei der Ein-speisung bzw. beim Pumpbetrieb der Pumpspeicherkraftwerke ergeben.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 216 / Veröffentlichte Version, S. 200) Kritik seitens APG: Die Aussage der KEMA-Dresden, dass eine Unterstützung(-sfunktion) der alten 220-kV-Leitung St. Peter – Tauern und somit deren Weiterbestand für nicht erforderlich gehalten wird, und die darauf folgende Einschränkung bei horizontalen Transporten zeigt, dass nicht auszuschließen ist, dass Risiken bestehen die einen Verbleib der 220-kV-Leitungen im Sin-ne der Gewährleistung einer hohen Versorgungssicherheit notwendig machen. Die Versorgungssicherheit bei der notwendigen Neuverlegung in rund 40 Jahren (Ende der Lebensdauer) ist lt. KEMA-Dresden-Studie nur mit Hilfe der 220-kV-Leitung Tauern – Wei-ßenbach „denkbar“, zudem werden Einschränkungen im APG-Netz erwartet.


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Von den Autoren wird die Neuverlegung durch Abschalten und Austausch eines der beiden Systeme vorgesehen. Diese Vorgangsweise führt für einen Netzbetreiber zu unakzeptablen Risiken, da selbst im Falle einer Teilverkabelung für mindestens zwei Jahre nur ein Kabel-system zur Verfügung steht. Von KEMA-Dresden wurde die im Fragenkatalog der APG enthaltene Frage zur Kabelneu-verlegung nicht zufriedenstellend beantwortet. Detaillierte Begründung der Kritik: Der Ersatz eines Kabels dauert gemäß KEMA-Dresden-Studie ohne Demontage des alten Kabels rd. sechs Wochen je Kilometer mit verstärkten Personalkräften aufgrund eines Notfalls. „Im ungünstigsten Fall tritt der Fehler bei Abschluss der Demontage des alten Kabelsystems auf. In diesem Fall muss das neue Kabel verlegt und über Muffen montiert werden. Für einen 1.000-m-Abschnitt wird, unter Berücksichtigung des Einsatzes verstärkter Personalkräfte aufgrund eines Notfalls, eine Zeitspanne bis zur Wiederinbetriebnahme von durchschnittlich ca. 6 Wochen ge-schätzt.“ (KEMA-Dresden-Studie, Übergebenes Original, S. 200 / Veröffentlichte Version, S. 184) Unter normalen Bedingungen ist inkl. Demontage mit rund zehn Wochen je Kilometer Neuverle-gung zu rechnen. Bei 40 Kilometern Teilverkabelung sind dies selbst bei Annahme von vier parallel arbeitenden Bautrupps in Summe 100 Wochen (fast zwei Jahre). Beide Systeme erfordern somit vier Jahre! Es ist für einen Übertragungsnetzbetreiber, der für den sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb ve-rantwortlich ist, nicht akzeptabel, dass die Versorgungssicherheit über mindestens vier Jahre ein-geschränkt ist.


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VIII. Quellenverzeichnis

[QV 1] Oswald (2007). „380-kV-Salzburgleitung Auswirkungen der möglichen

(Teil)Verkabelung des Abschnittes Tauern-Salzach neu“, Gutachten im Auftrag von Energie-Control GmbH Wien, Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik der Leibniz Universität Hannover, Deutschland

[QV 2] Cigre (2006). B1-101 – „The Vienna 400 kV north input“, Publikation, Frankreich

[QV 3] Cigre (2006). B1-211 – „400 kV Underground Cables in Rural Areas“, Publikation, Frankreich

[QV 4] Cigre (2006). B1-302 – „The new Turbigo-Rho 380 kV Transmission Line: An example of the use of underground XLPE cables in a meshed transmission grid“, Publikation, Frankreich

[QV 5] Cigre (2007). Technische Broschüre 338 (WG B1.07) – „Statistics of AC underground cable in power networks“, Frankreich

[QV 6] Cigre (2004). SC B2 – „Corrosion Protection of steel towers and camouflage of lines using the duplex-system“, Publikation, Frankreich

[QV 7] Jicable (2007). JIC07 A21 „Large projects of EHV underground cables“, Publikation, Société de l’Électricité, de l’Électronique & des Technologies de l’Information et de la Communication, Frankreich

[QV 8] ÖVE / ÖNORM EN 50341 (2002). „Freileitungen über AC 45 kV“, Norm, Österreichischer Verband für Elektrotechnik, Österreichisches Normungsinstitut, Österreich

[QV 9] Fichtner GmbH, Frehde, Soretz, Obst – (2005). „380-kV-Leitungsprojekt zwischen Vieselbach und Altenfeld“, Untersuchung, für Vattenfall Europe Transmission GmbH, Deutschland

[QV 10] Oswald (2005). „Vergleichende Studie zu Stromübertragungstechniken im Höchstspannungsnetz“, Studie, ForWind – Zentrum für Windenergieforschung der Universitäten Oldenburg und Hannover, Deutschland

[QV 11] Hoffmann, Noack (2007). „Machbarkeitsstudie 380-kV-Kabel für Salzburg“, Studie, Institut für Elektrische Energie- und Hochspannungstechnik der TU Ilmenau, Deutschland; Hoffmann, Urban Systems Engineering, Österreich

[QV 12] Oswald (2007). „Verlust- und Verlustenergieabschätzung“, 380kV-Leitung Wahle-Mecklar, Studie, Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik der Leib-niz Universität Hannover, Deutschland

[QV 13] Cloodt (2008). „Kursunterlagen zu Qualitätsmanagement“; www.cloodt.de

[QV 14] Holub H.-W., H. Schnabl (1994), „Input-Output-Rechnung“, Verlag Oldenbourg, München, Wien

[QV 15] Miller R. E., P. D. Blair (1985), Input-output analysis foundations and extensions, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, NJ, USA


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Beilagen

Beilage 1 Stellungnahme von Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik zu „KE-

MA-Gutachten zur Gesamtoder Teilverkabelung der 380-kVLeitung „St. Pe-

ter —Tauern“ im Bundesland Salzburg, Kapitel 6, Volkswirtschaftliche Unter-

suchung, Abschnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-

Analyse“

Beilage 2 Kurz-Expertise von Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik zu „Er-

gänzungen und Anmerkungen zur Stellungnahme zum KEMA-Gutachten zur

Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung „St. Peter — Tauern“ im

Bundesland Salzburg, Kapitel 6, Volkswirtschaftliche Untersuchung, Ab-

schnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-Analyse“

Beilage 3 Stellungnahme von DI Helmut Reisinger (ETR) zum „Gutachten zur Gesamt-

oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung ,,St. Peter - Tauern" im Bundesland

Salzburg“

Beilage 4 Stellungnahme von DI Helmut Reisinger (ETR) zu „Thermisch stabiles Bet-

tungsmaterial für Energiekabel“

Beilage 5 Studie von O.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner zu „Die Salzburg-

leitung – ihre langfristige Bedeutung für die Versorgungssicherheit Öster-

reichs“

Beilage 6 Stellungnahme des Institutes für Elektrische von Anlagen der Technischen

Universität Graz zur KEMA-Studie zur Teilverkabelung der Salzburg-Leitung

von Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Lothar Fickert und Ao.Univ.-Prof. Dipl.-

Ing. Dr.techn. Herwig Renner

Beilage 7 Gutachten über die Magnetfeldemissionen von Hochspannungs- Kabelsys-

temen ¡m Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen von Univ.-Prof. Dipl.-Ing.

Dr.techn. Norbert Leitgeb

Beilage 8 Stellungnahme von DI Martin Kühnert (Ziviltechniker für Forstwirtschaft)

Beilage 9 Raumordnungsfachliche Stellungnahme zur Studie von Mag. Claudia

Schönegger

Beilage 10 Eltra, Schreiben an die APG vom 13.Januar 2004


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Beilage 11 380 kV line Turbigo-Rho Underground cable – Schreiben der Terna an die

APG vom 29.März 2007

Beilage 12 Niedersächsisches Erdkabelgesetz zum Stand der Technik

Beilage 13 Schreiben der UCTE an die APG vom 14.Januar 2008

Beilage 14 Resümee des Energie-Control Gutachtens von Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil.

Bernd Rüdiger Oswald (27.12.2007)

Beilage 15 Gutachten zum vorliegenden Berichtsteil zu „5.2. Konfliktanalyse auf Basis

einer Gemeindebefragung aus der Studie“ von Univ. Prof. Dkfm. Dr. Fritz

Karmasin

Beilage 16 Schreiben der E.ON Netz GmbH vom 14.Januar 2008 – „Koordinierte Pla-

nungsaktivitäten / Baustandard und zukünftige Übertragungsabfordernisse“

Beilage 17 FGH Kurzgutachten zu „Ermittlung und Vergleich von Leistungsflüssen auf

der Salzburgleitung unter Berücksichtigung von Netzausbau und Lastent-

wicklung“

Beilage 18 Stellungnahme KEMA-Studie von Dr. Pietro Beritelli

Beilage 19 Stellungnahme von Wittmann Rücker Kyek & Ellmauthaler Institut für Ökolo-

gie OEG zu „Vergleich von Freileitungs- zu Kabelvarianten aus Sicht des Na-

turhaushaltes exklusive der Vogelfauna“

Beilage 20 KPMG - Kurzbericht über die Analyse der Kostenplanung in der KEMA Stu-

die mit Vergleich zur Prof. Oswald Studie

APG - Stellungnahme zur KEMA - Dresden Studie

Beilage 1 Stellungnahme von Ao.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik zu „KEMA-Gutachten zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kVLeitung „St. Peter —Tauern“ im Bundesland Salzburg, Kapitel 6, Volkswirtschaftliche Untersuchung, Abschnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-Analyse“

Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik Industriewissenschaftliches Institut Wiedner Hauptstraße 73 1040 Wien, Österreich sowie Institut für Geld und Finanzpolitik WU-Wien Augasse 2-6 1190 Wien, Österreich Fachkenntnisse

• Operations Research [Operations research] • Volkswirtschaftstheorie [Political economic theory] • Input-Output Modelle • Input-Output-Analyse • Mathematische Optimierung • Wirtschaftswachstum und Umweltschutz • [Mathematical Methods] • [Data Envelopment Analysis] • [Efficiency of Not-For-Profit Entities] • [Linear Programming] • [Mathematical Economics] • [Multi Criteria Decision Making]

OÖ Industrie 2004

Industriewissenschaftliches Institut 1

Stellungnahme

Zum KEMA-Gutachten zur Gesamt-

oder Teilverkabelung der 380-kV-

Leitung „St. Peter —Tauern“ im

Bundesland Salzburg, Kapitel 6,

Volkswirtschaftliche Untersuchung,

Abschnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche

Auswirkungen: Input-Output-Analyse

Wien, Feb. 2008

2

Diese Stellungnahme wurde im Auftrag der Verbund APG

verfasst.

Autor: Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. Mikuláš LUPTÁČIK Mitarbeit: Mag. Wolfgang KOLLER

Industriewissenschaftliches Institut A-1040 Wien, Wiedner Hauptstr. 73 Tel.: +43-1-513 44 11 DW 2070 Fax: +43-1-513 44 11 DW 2099 E-mail: [email protected]


Stellungnahme Im Abschnitt 6.4 des vorgelegten Gutachtens werden die Auswirkungen ¬ der durch die Investitionen generierten Güternachfrage (Leitungen, Erdarbeiten,

…) ¬ der Produktionsänderungen indirekt betroffener Sektoren (Land- und

Forstwirtschaft) ¬ der durch höhere Netzkosten verursachten Änderungen der

Konsumgüternachfrage der privaten Haushalte

für die österreichische Volkswirtschaft mittels eines Input-Output-Modells analy-siert. Die Datengrundlage für die Berechnungen liefert die österreichische Input-Output-Tabelle in der Dimension Güter zu Güter (und nicht in der Dimension Sektoren zu Sektoren wie in der Studie fälschlich angeführt wird) für das Jahr 2000. Von der Statistik Austria wird diese Tabelle in zwei Varianten erstellt: ¬ IO-Tabelle zu Herstellungspreisen: inländische Produktion und Importe (Tab.

4.1 in der Veröffentlichung der Statistik Austria, oft als Version A bezeichnet) ¬ IO-Tabelle zu Herstellungspreisen: inländische Produktion (Tab. 4.2 in der

Veröffentlichung der Statistik Austria, oft als Version B bezeichnet) Dementsprechend werden von der Statistik Austria auch zwei Matrizen der inversen Koeffizienten (zwei Leontief-Inversen) veröffentlicht: ¬ Matrix der inversen Koeffizienten: inländische Produktion und Importe (Tab. 6.1

in der Veröffentlichung der Statistik Austria) ¬ Matrix der inversen Koeffizienten: inländische Produktion (Tab. 6.2 in der

Veröffentlichung der Statistik Austria) In der vorgelegten Studie wird nirgends gesagt, welche IO-Tabelle bzw. welche Leontief-Inverse für die Berechnungen verwendet wurde. Jedoch sind die in der Tabelle 6-35 angeführten Output-Multiplikatoren für Österreich im Jahr 2000 eindeutig aus der Tabelle 6.1 der Veröffentlichung der Statistik Austria, d.h. jener Version, welche auf der Grundlage der heimischen und importierten Vorleistungen errechnet wurde (die Elemente in der zweiten Spalte der Tabelle 6-35 sind genau die Spaltensummen in der Tabelle 6.1 der Veröffentlichung der Statistik Austria). Somit ergibt der Produktionsmultiplikator von 2.13 für das Gut (und nicht für den Sektor) „Erzeugnisse der Landwirtschaft“ nicht den Produktionseffekt für die österreichische Volkswirtschaft, sondern das gesamte Güteraufkommen (inklusive Importe), das durch eine Einheit der Endnachfrage nach landwirtschaftlichen Gütern aus heimischer Produktion im Jahre 2000 generiert wurde. Der Effekt für die österreichische Volkswirtschaft betrug im Jahre 2000 1,68, wie aus der Tabelle 6.2 (in der nur die inländische Produktion erfasst wird) hervorgeht (s. Tabelle 1).

4

Quelle: E. Kolleritsch, Input-Output Multiplikatoren 2000, Statistische Nachrichten Heft 6/2004

Für die Berechnung der Investitionseffekte für die österreichische Wirtschaft reicht


es daher nicht, nur bei den Investitionsgütern zwischen inländischer Produktion und Importen zu unterscheiden, sondern diese Unterscheidung muss genauso bei den dafür notwendigen Vorleistungen getroffen werden. Es muss daher für die Berechnungen der Effekte für die österreichische Wirtschaft die Version B der IO-Tabelle und der Leontief-Inversen verwendet werden. Wenn in den Berechnungen – wie die Zahlen in der Tabelle 6-35 belegen – die Leontief-Inverse der Version A (inländische Produktion und Importe) verwendet wurde, sind sämtliche Ergebnisse der Input-Output-Analyse in der Tabelle 6-37 falsch, da die Leontief-Inverse in alle diese Berechnungen eingeht. Die Ergebnisse in der Tabelle 6-37 werden darüber hinaus fälschlicher Weise als Wertschöpfungseffekte interpretiert. Zu Herstellung der inländischen Investitions-güter sind jedoch neben heimischer Wertschöpfung auch importierte Vorleistungen erforderlich. Die Summe der Wertschöpfungsmultiplikatoren muss bekanntlich 1 ergeben (siehe auch Tabelle 1). Die gesamten produktionsbedingten Wert-schöpfungseffekte (direkt und indirekt) einer Endverwendung können nie größer sein als die auslösende Endverwendung selbst! Im Falle der Angaben der Tabelle 6-37 sind sie jedoch mehr als doppelt so groß. Die Ergebnisse in der Tabelle 6-37 stellen daher nicht die Wertschöpfungseffekte sondern die Produktionseffekte dar, wie sie nach Gleichung (6-15) bzw. unter der Berücksichtigung der einkommensinduzierten Effekte nach (6-17) berechnet werden. Ein Input-Output-Modell für die Berechnung der Wertschöpfungseffekte ist in der Studie nirgends enthalten. Das Gleichungssystem (6-15) liefert die Produktionseffekte aber nicht die Wertschöpfungseffekte. Die drei folgenden Tabellen illustrieren die Größenordnungen, die von den einzelnen Endverwendungskategorien auf die heimische Wertschöpfung ausgehen.


Wenn man zum Vergleich mit den Ergebnissen der Studie die Wirkungen, die von Ausrüstungsinvestitionen ausgehen heranzieht, ergibt sich folgendes Bild:

6

Ausrüstungsinvestitionen insgesamt 14.441 Mio. € Ausrüstungsinvestitionen aus heimischer Produktion 6.443 Mio. € Induzierte heimische Wertschöpfung 4.858 Mio. €


Bezogen auf eine Einheit Ausrüstungsinvestitionen insgesamt resultiert ein „Wertschöpfungsmultiplikator“ von 0,34 (siehe auch die untenstehende Tabelle 6). Bezogen auf eine Einheit Ausrüstungsinvestitionen heimischer Erzeugung ergibt sich ein „Wertschöpfungsmultiplikator“ von 0,75. Diese Multiplikatoren schließen die direkten und indirekten über die heimische Produktionsverflechtung wirkenden Effekte ein, nicht jedoch etwaige weitere, über Einkommen und Konsum ausgelöste Zusatzwirkungen (in der Terminologie der Studie „induzierte Effekte“). Errechnet man aus Tabelle 6-37 erste Zeile der Studie die vergleichbare ausgelöste Wertschöpfung im Sinne der Argumentation, resultiert ein Wert von 254 Mio. €. In Bezug zu der Investitionshöhe aus heimischer Erzeugung ergäbe sich ein Multiplikator von 2,43 (statt eines in der Größenordnung von 0,75).



Die in der Tabelle 6 von Statistik Austria ausgewiesenen Multiplikatoren beziehen sich alle auf die Endverwendung insgesamt (heimische und importierte Lieferungen – Version A). Die Autoren der vorliegenden Studie sind offensichtlich auch mit der grundlegenden Literatur über Input-Output-Analyse (Holub und Schnabl, 1994, Miller und Blair, 1985) nicht vertraut, da auch die Beschreibung des einfachen Input-Output-Modells an mehreren Stellen nicht korrekt ist. Etwa die Gleichung (6-15) beschreibt nicht die indirekten Effekte der Endnachfrageveränderung, sondern die gesamten (direkten und indirekten) Effekte, wie es auch der Interpretation der Leontief-Inversen entspricht. Genauso beschreibt Gleichung (6-17) nicht die induzierten Effekte sondern die gesamten Effekte, inklusive der einkommensinduzierten Effekte (siehe Pischner/Stäglin, 1976, S. 348). Bei der Berücksichtigung der Matrix V in (6-18) bleibt die Frage offen, wie die marginale Konsumquote cg bestimmt wurde. Für die Berechnungen der Effekte auf die österreichische Wirtschaft muss sich diese nur auf die heimischen Güter beziehen. Es bleibt außerdem unklar, zu welchen Preisen die Berechnungen (Preise 2008?, dazu ein Hinweis in 6.4.3) erfolgten. Eine einheitliche Preisbasis (wenn irgendwie möglich jene der Input-Output Tabelle, mit welcher operiert wird) ist ein unbedingtes Erfordernis für jede Input-Output Berechnung. Bei den Tabellen 6-18 ff. fehlen Angaben über die Preisbasis. Eine Abzinsung mit einem einheitlichen Faktor (Punkt 6.3.1 und Erläuterungen zur Kapitalwertbetrachtung, Punkt 6.4.3) ist der Aufgabenstellung völlig inadäquat, da sich die Preise der einzelnen Güter unterschiedlich entwickeln und damit Preisverschiebungen als Volumensänderungen interpretiert werden. Aus dem Abschnitt „Freileitungen“ (S. 509) könnte auf eine differenzierendere Vorgangs-weise geschlossen werden. Die genaue Art der Berechnungen ist aber auch hier

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nicht nachvollziehbar. Völlig unklar bleibt, wie die Verluste der Landwirtschaft und die Erträge der Forstwirtschaft in die Input-Output Berechnungen zur Ermittlung der indirekten und induzierten Effekte eingingen. Bei der Erfassung dieser Effekte handelt es sich nicht um die Endnachfrage, sondern um die Produktionseffekte von einem Gut auf die Produktion von anderen Gütern. Dazu muss eine andere Variante des Modells (6-15), das so genannte gemischte Model (siehe Miller und Blair, 1985), eingesetzt werden, das jedoch nirgends in der Studie erwähnt wird. Verwendet man für diesen Anwendungsfall fälschlicher Weise das klassische IO-Modell nach Gleichung (6-15) bzw. (6-17), so kommt es zu Doppelzählungen der Effekte und groben Überschätzungen. Die Auswirkungen der höheren Netzkosten auf die Konsumgüternachfrage sind in der Studie nicht nachvollziehbar. Wie hat sich der Vektor des privaten Konsums in Folge der höheren Netzkosten geändert? In der Studie werden zwar die Aus-wirkungen der höheren Netzkosten auf die privaten Haushalte analysiert, jedoch auf die Effekte für die Wirtschaft wird überhaupt nicht eingegangen. Höhere Netz-kosten erhöhen den Strompreis mit Auswirkungen auf die Preise aller anderen Güter (Strom ist ein wesentlicher Inputfaktor bei der Herstellung von anderen Gütern). Somit können höhere Netzkosten maßgeblich die Wettbewerbsfähigkeit beeinflussen.

ZUSAMMENFASSUNG

In der vorgelegten Form liefern die Ergebnisse in Abschnitt 6.4 keine Hilfe für die Beurteilung der volkswirtschaftlichen Auswirkungen der drei betrachteten Bau-varianten der 380-kV-Leitung „St. Peter —Tauern“ im Bundesland Salzburg. LITERATUR

Holub H.-W., H. Schnabl (1994), Input-Output-Rechnung, Verlag Oldenbourg, München Wien. Kolleritsch, E. (2004), Input-Output-Multiplikatoren 2000, Statistische Nachrichten 6/2004 Miller R. E., P. D. Blair (1985), Input-output analysis foundations and extensions, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, NJ Pischner R., R. Stäglin (1976), Darstellung des um den Keynes’schen Multiplikator erweiterten offenen statischen Input-Output-Modells, Mitteilungen aus der Arbeitsmarkt- und Berufsforschung (9), S. 345-349


Beilage 2 Kurz-Expertise von Ao.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik zu „Ergänzungen und Anmerkungen zur Stellungnahme zum KEMA-Gutachten zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung „St. Peter — Tauern“ im Bundesland Salzburg, Kapitel 6, Volkswirtschaftliche Untersuchung, Abschnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen: Input-Output-Analyse“

Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Mikulas Luptáčik Industriewissenschaftliches Institut Wiedner Hauptstraße 73 1040 Wien, Österreich sowie Institut für Geld und Finanzpolitik WU-Wien Augasse 2-6 1190 Wien, Österreich Fachkenntnisse

• Operations Research [Operations research] • Volkswirtschaftstheorie [Political economic theory] • Input-Output Modelle • Input-Output-Analyse • Mathematische Optimierung • Wirtschaftswachstum und Umweltschutz • [Mathematical Methods] • [Data Envelopment Analysis] • [Efficiency of Not-For-Profit Entities] • [Linear Programming] • [Mathematical Economics] • [Multi Criteria Decision Making]

OÖ Industrie 2004


Kurz-Expertise

Ergänzungen und Anmerkungen zur

Stellungnahme zum KEMA-Gutachten

zur Gesamt- oder Teilverkabelung der

380-kV-Leitung „St. Peter — Tauern“

im Bundesland Salzburg, Kapitel 6,

Volkswirtschaftliche Untersuchung,

Abschnitt 6.4: Gesamtwirtschaftliche

Auswirkungen: Input-Output-Analyse

Wien, April 2008

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Diese Kurz-Expertise wurde im Auftrag der Verbund APG

verfasst.

Projektleitung: Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. Mikuláš LUPTÁČIK Autoren: Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. Mikuláš LUPTÁČIK Mag. Wolfgang KOLLER Assistenz: Mag. Bernd JOST

Industriewissenschaftliches Institut A-1040 Wien, Wiedner Hauptstr. 73 Tel.: +43-1-513 44 11 DW 2070 Fax: +43-1-513 44 11 DW 2099 E-mail: [email protected]


Einleitung Gegenstand dieser Kurz-Expertise sind die volkswirtschaftlichen Auswirkungen der 380-kV-Leitung „St. Peter —Tauern“ im Bundesland Salzburg, wobei der Schwer-punkt auf der kritischen Auseinandersetzung mit dem von der KEMA-Studie ver-folgten Ansatz sowie dessen Korrektur und Ergänzung liegt (so weit dies möglich, und sinnvoll erscheint). Es sollen für zwei Kernbereiche des Gutachtens alternative Berechnungen präsentiert werden. Diese Ergebnisse können zwar keine vollwertige Studie ersetzen, die umfangreiche Erhebungen nötig machen würde. Jedoch soll es auf diese Weise möglich sein, ¬ eine (im Vergleich zur KEMA-Studie) bessere Einschätzung der volkswirtschaft-

lichen Auswirkungen der Salzburgleitung in drei verschiedenen Bauvarianten zu bekommen,

¬ die wissenschaftlich abgesicherte Vorgangsweise darzulegen und mit der von KEMA verfolgten Vorgangsweise zu kontrastieren.

Die wesentlichen Kritikpunkte zur KEMA-Studie sind bereits in der Stellungnahme von Prof. Luptacik dargelegt. Die in dieser Kurz-Expertise zusammengefassten Er-gänzungen und Anmerkungen, bauen auf der Stellungnahme auf und erlauben einen detaillierten Blick auf die Konsequenzen eines in wesentlichen Aspekten falsch gewählten methodischen Zugangs im Gegensatz zu einer wissenschaftlich abgesi-cherten Vorgangsweise. Im Folgenden werden zu zwei Kernbereichen der KEMA-Studie, Kap. 6.4, alter-native Analysen und Berechnungen präsentiert. Zuerst werden die volkswirtschaft-lichen Auswirkungen der eigentlichen Investition in den drei verschiedenen Bau-varianten diskutiert. Dieser Teil ist ein Anwendungsfall des klassischen und erwei-terten Input-Output-Modells, das es erlaubt, neben dem direkten Impuls, den eine Investition für eine Volkswirtschaft darstellt, auch seine indirekten und induzierten Effekte zu berücksichtigen. Die durchgeführten Berechnungen basieren auf den Ausgangsdaten der KEMA-Studie, dies obwohl bereits die Ausgangsdaten von Seiten der APG kritisiert wurden. In einem weiteren Teil wird anhand des Leontief-Preismodells illustriert, wie eine ernsthafte Auseinandersetzung mit den Auswirkungen von Strompreiserhöhungen aussehen könnte, die über die bloße Umlegung der Preissteigerungen auf den End-verbrauchertarif hinausgehen. Eine Preiserhöhung des Gutes Strom, der ja nicht nur ein Konsumgut sondern auch ein wichtiges Vorleistungsgut für praktisch alle Wirtschaftsbereiche ist, hat Auswirkungen auf die Preise jener Güter, in die Strom als Vorleistungsgut eingeht. Diese Auswirkungen müssen unter Berücksichtigung sämtlicher in der Volkswirtschaft bestehender Verflechtungen analysiert werden.

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Auswirkungen der Investition Eine Investition stellt für eine Volkswirtschaft einen positiven Impuls dar. Dieser Impuls besteht zunächst aus dem direkten Effekt, der dadurch entsteht, dass jene heimischen Investitionsgüter nachgefragt werden, die in der Investition enthalten sind. In weiterer Folge müssen auch die Vorleistungsgüter, soweit sie aus heimi-scher Produktion stammen, sowie die Vorleistungsgüter der Vorleistungsgüter usw. produziert werden. Dieser Effekt ist der indirekte Effekt. Schließlich kann man noch die so genannten einkommens-induzierten Effekte unterscheiden (in der Folge kurz als induzierte Effekte bezeichnet). Diese kommen dadurch zu Stande, dass durch die zusätzliche Produktion auch zusätzliche Einkommen und in der Folge mehr Konsum von inländischen Konsumgütern generiert wird. Die Quantifizierung dieser Effekte ist Gegenstand des klassischen bzw. erweiterten Leontief-Modells (z.B. Miller und Blair, 1985, Kap. 2 und 4). Bei all diesen Effekten kann zwischen Effekten auf unterschiedliche Größen unterschieden werden, etwa auf die Produktion und auf die Wertschöpfung. Im Folgenden wird zuerst auf die Erstellung des Investitionsvektors eingegangen, der der Ausgangspunkt der Berechnungen ist. Danach werden in knapper Form die Ergebnisse erläutert. Der theoretische und methodische Hintergrund wird in einem eigenen Unterabschnitt zusammengefasst. ERSTELLUNG DES INVESTITIONSVEKTORS

Die Erstellung des Investitionsvektors ist der erste wichtige Schritt in der Ermittlung der Auswirkungen einer Investition auf die Volkswirtschaft. Er gibt die Verteilung der Gesamtsumme der Investition auf die einzelnen Wirtschaftsbereiche in einer mit der verwendeten Input-Output-Tabelle kompatiblen Form an. Insbesondere sollte der Investitionsvektor ¬ nach denselben Produktgruppen bzw. Wirtschaftszweigen gegliedert sein wie die

IO-Tabelle, ¬ zu Herstellungspreisen bewertet sein, da die zu verwendende IO-Tabelle zu

Herstellungspreisen bewertet ist, ¬ zu einheitlichen Preisen desjenigen Jahres angegeben sein, auf das sich die

verwendete IO-Tabelle bezieht. Auf diese Fragen wird im KEMA-Gutachten nicht eingegangen.1 Überhaupt werden im KEMA-Gutachten weder die den drei Bauvarianten zugrundegelegten Inves-titionsvektoren angegeben, noch werden Angaben gemacht, wie und ob eine solche Aufteilung vorgenommen wurde. Im Folgenden soll basierend auf den Ausgangs-daten und auf bestimmten Annahmen der KEMA-Studie dennoch versucht werden, einen Investitionsvektor zu erstellen.

1 Implizit kann aus der KEMA-Studie geschlossen werden, dass offenbar mit Anschaffungspreisen

eines in der Zukunft liegenden, d.h. vom Jahr der IO-Tabelle verschiedenen Jahres gerechnet wird. Eine solche Vereinfachung mag für eine bestimmte Fragestellung nicht ganz zu vermeiden sein, muss jedoch klar gemacht und in ihren Auswirkungen diskutiert werden.


Der Investitionsvektor erfasst nur jene Investitionsgüter, die aus der heimischen Produktion stammen. Dementsprechend macht der heimische Anteil der Investition in der Variante „Freileitung“ 104,6 Mio. EUR von insgesamt 121,6 Mio. EUR aus. Für die Variante „Vollverkabelung“ sind es 250,2 Mio. EUR von insgesamt 707,7 Mio. EUR. Bei der Variante „Teilverkabelung“ kommen laut KEMA 132,8 Mio. EUR von insgesamt 284,7 Mio. EUR aus heimischer Produktion. Die Tabellen 6-19, 6-20 und 6-21 der KEMA-Studie enthalten die wesentlichen Informationen, wie sich die Gesamtkosten auf verschiedene Teilpositionen, sowie getrennt nach Material und Montage, verteilen. Zusätzlich sind in der Studie Angaben enthalten, in welchen Proportionen in den drei Bauvarianten Material und Montagekosten aus heimischer Produktion stammen.2 Aus diesen Angaben lassen sich jene Investitionsvektoren erschließen, die am ehesten mit den KEMA-Angaben in Übereinstimmung zu bringen sind, vgl. Tab. 1.

Tab. 1: Mit der KEMA-Studie in plaus ib ler Weise übere instimmende Inves ti t ionsvektoren für d ie dre i Bauvar ian ten der Sa lzburg le itung

ÖCPA-Produktgruppe Freileitung Vollverkabelung Teilverkabelung

in 1.000 EUR

Metallerzeugnisse (ÖCPA 28) 40.872 22.988 27.701

Geräte der Elektrizitätserzeugung und –verteilung (ÖCPA 31)

40.748 82.961 56.212

Bauarbeiten (ÖCPA 45) 22.988 167.200 48.933

SUMME 104.608 250.161 132.846

Anmerkung: die Werte des Investitionsvektors in den nicht angegebenen Produktgruppen sind 0. Quelle: KEMA, IWI-Berechnungen

Von den Zahlen der Tab. 1 sollen jene der ersten Spalte (Variante Freileitung) exemplarisch erläutert werden (weitere Details sind auf Anfrage erhältlich). Die im Rahmen der Variante Freileitung für die Investition benötigten Metallerzeugnisse (aus heimischer Produktion) im Ausmaß von 40,9 Mio. EUR umfassen vor allem Masten und Stahlkonstruktionen. Unter den Geräten der Elektrizitätserzeugung und -verteilung (40,8 Mio. EUR) ist vor allem die eigentliche Leitung zu finden, aber auch ein Anteil von 90% der von KEMA für „Schaltfeld“ angegebenen Kosten. Die Bauarbeiten in der Variante Freileitung betreffen vor allem die ÖCPA-Positionen: ¬ 45.21.34 bzw. 45.21.43 Verlegen von elektrischen Freileitungen und ¬ 45.25.42 Errichtungsarbeiten an Freileitungsmasten aus fremdbezogenen

Stahlfertigteilen. Es kann angenommen werden, dass diese Arbeiten von KEMA der Montage zugeordnet werden, welche zu 100% aus dem Inland bezogen wird. Ist nun der durchschnittliche Inlandsanteil und gleichzeitig der Inlandsanteil von Material (80%) gegeben, so ergeben sich schlüssig auch die Montagekosten (21,5 Mio. EUR). Unter Hinzurechnung der in der Position Schaltfeld enthaltenen Bauarbeiten (10% von 15 Mio. EUR) erhält man benötigte Bauarbeiten von insgesamt rund 23,0 Mio. EUR.

2 Eine Überprüfung dieser von KEMA präsentierten Zahlen, sowohl der jeweiligen Absolutwerte, wie

auch der Anteile, die aus heimischer Produktion stammen, ist ausdrücklich nicht Gegenstand dieser Kurz-Expertise. Insbesondere was die Anteile heimischer Produktion betrifft, die von KEMA angesetzt wurden, sind jedoch aufgrund allgemeiner ökonomischer Überlegungen Zweifel angebracht, ob solche Anteile ex ante geschätzt werden können, sind doch zum gegenwärtigen Zeitpunkt weder Ausschreibungen durchgeführt worden noch Angebote eingeholt worden.

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Die Aufteilung der von KEMA angegebenen Summen der jeweiligen heimischen Anteile der Investition in den drei Bauvarianten ist sicherlich nicht genau zu ermitteln. Die Vorgangsweise von KEMA, entweder keine Aufteilung vorzunehmen oder, wenn eine solche vorgenommen wurde (dies bleibt intransparent), nicht nachvollziehbar zu dokumentieren, ist jedoch zu kritisieren. Die korrekte Vorgangsweise bei der Aufteilung der inlandswirksamen Investition auf die verschiedenen Produktgruppen ist insbesondere dann relevant, wenn die betroffenen Produktgruppen stark unterschiedliche Multiplikatoren aufweisen. Beispielsweise hat die Produktgruppe Bauarbeiten mit 1,519 einen höheren Produktionsmultiplikator als die Produktgruppe Geräte der Elektrizitätserzeugung und –verteilung (1,472).3 ERGEBNISSE

Akzeptiert man die von der KEMA-Studie präsentierten Zahlen für den inlands-wirksamen Anteil der Investition in den drei Bauvarianten und verwendet man die im vorigen Abschnitt ermittelte Aufteilung der Summen auf den Investitionsvektor, so können mit Hilfe der Input-Output-Analyse die direkten, indirekten und induzierten Effekte ermittelt werden. In Tab. 2 sind diese Ergebnisse zusam-mengefasst.

Tab. 2: Direkte, ind irekte und induz ierte Ef fekte der Salzburg lei tung in dre i Bauvarianten , auf Bas is der Ausgangsdaten der KEMA-Studie

ÖCPA-Produktgruppe Freileitung Vollverkabelung Teilverkabelung

in 1.000 EUR

Direkte Effekte

… auf die Produktion 104.608 250.161 132.846

… auf die Wertschöpfung 44.441 116.878 57.855

Indirekte Effekte



Induzierte Effekte



GESAMTE EFFEKTE



Quelle: IWI-Input-Output-Tabelle 2002 in der Version „Energie“, IWI-Berechnungen

Bevor die Ergebnisse diskutiert werden, soll nochmals die wichtige Unterscheidung zwischen Auswirkungen auf die Produktion und auf die Wertschöpfung her-vorgehoben werden. Für die gegenständliche Fragestellung hat eindeutig die Wertschöpfung die größere Relevanz, denn nur was im Inland an Wert geschaffen

3 Hierbei handelt es sich um den Produktionsmultiplikator für Österreich im Jahr 2000, basierend auf

der Version B der IO-Tabelle.


wird, steht auch als Einkommen in der Volkswirtschaft zur Verfügung. Die Produktion hingegen basiert neben der (direkten und indirekten) Wertschöpfung auch auf importierten Vorleistungen. Es zeigt sich, dass die direkten und indirekten Effekte auf die Wertschöpfung in den drei Bauvarianten Freileitung, Vollverkabelung und Teilverkabelung 70,8 Mio. EUR, 179,6 Mio. EUR bzw. 91,0 Mio. EUR betragen. Indem man diese Zahlen mit den direkten Effekten in Beziehung setzt, erhält man einen „gemischten“ Wertschöp-fungsmultiplikator, der spezifisch für die gütermäßige Zusammensetzung der Investition ist. Dieser gemischte Wertschöpfungsmultiplikator beträgt 0,676 für die Freileitungsvariante, 0,718 für die Vollverkabelungsvariante und 0,685 für die Teilverkabelungsvariante. Beispielsweise bedeutet dies, dass für 1000 EUR, die im Rahmen der Variante Freileitung in heimische Güter investiert werden, im Durchschnitt 676 EUR heimische Wertschöpfung generiert wird. Zur Berechnung der induzierten Effekte wurde das um Einkommenseffekte er-weiterte Leontief-Modell verwendet. Hierbei wird berücksichtigt, dass eine be-stimmte Produktion eine entsprechende Arbeitsleistung erfordert und daher Löhne und Gehälter ausgezahlt werden, die in der Folge zu Konsumnachfrage und weiteren Produktionsimpulsen führen. Dieser Kreislauf wird ad infinitum weiter-verfolgt. Ein wesentlicher Parameter des Modells ist die marginale Inlands-konsumquote, die für die Berechnungen mit 0,56 angenommen wurde. Diese Zahl gibt an, welcher Anteil der Bruttolöhne und Gehälter im Durchschnitt für inländische Konsumgüter ausgegeben wird (die KEMA-Studie enthält keine Angaben, welche marginale Inlandskonsumquote angenommen wurde). Die gesamten Effekte auf die Wertschöpfung (inklusive der induzierten) machen für die drei Bauvarianten Freileitung, Vollverkabelung und Teilverkabelung 89,5 Mio. EUR, 225,8 Mio. EUR bzw. 114,9 Mio. EUR aus. Die „gemischten“ Multiplikatoren, die sich aus der Division dieser Zahlen durch die jeweiligen direkten Effekte ergeben sind 0,856, 0,903 bzw. 0,865. Vergleicht man die Produktionseffekte in den drei Varianten laut KEMA Tabelle 6-37 mit jenen, die man aufgrund unserer Berechnungen erhält, so müssen die KEMA-Zahlen als etwa um den Faktor 1,6 bis 1,7 überschätzt angesehen werden. Die starke Divergenz der hier präsentierten Zahlen zu jenen, die in der KEMA-Studie enthalten sind, ergibt sich insbesondere aus der (unkorrekten) Verwendung der IO-Tabelle in der Version A durch KEMA, während die vorliegenden Berechnungen auf der Version B beruhen. Darüber mögen auch Unterschiede in anderen Berechnungs-schritten (Erstellung des Investitionsvektors, Berechnung der marginalen Inlands-konsumquote, Verwendung einer aktuelleren IO-Tabelle), auf deren Wichtigkeit wir hingewiesen haben, Auswirkungen auf das Ergebnis haben. Die unzureichende Berücksichtigung all dieser Aspekte durch das KEMA-Gutachten kann neben Unterschätzungen natürlich auch zu beträchtlichen Verzerrungen zwischen den drei zu beurteilenden Alternativen führen. Allein aufgrund dieser gravierenden Mängel, d.h. unabhängig von einer etwaigen Kritik an den von der KEMA-Studie gewählten Ausgangsdaten, müssen die Ergebnisse der KEMA-Studie als nicht hilfreich an-

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gesehen werden. In der vorliegenden Analyse wurden nur die Effekte der Investition quantifiziert, d.h. für jede der drei Bauvarianten wurde die erste Zeile der Tabelle 6-37 der KEMA-Studie „nachgerechnet“. Die durch diese Analyse aufgedeckten Mängel in der KEMA-Studie betreffen jedoch unmittelbar auch die anderen Ergebnisse der KEMA-Studie. So sind etwa die Ergebnisse zu den Effekten der Reinvestition aus den gleichen Gründen von Unterschätzungen und Verzerrungen beeinträchtigt. THEORIE DES LEONTIEF-MODELLS

Investitionen, wie z.B. die Errichtung einer 380 kV-Leitung, stellen einen Teil der Endnachfrage dar. Zur Bestimmung der volkswirtschaftlichen Auswirkungen einer bestimmten Endnachfrage wird ein nachfrageseitiges Input-Output-Modell verwen-det, das es ermöglicht, neben den direkten auch die über Vorleistungen wirkenden indirekten Impulse sichtbar zu machen. Das offene statische Leontief-Modell modelliert die über die Vorleistungskette wirkenden Abhängigkeiten. Es kann er-weitert werden um zusätzlich auch die Einkommens- und Konsumeffekte zu erfassen. Die Datengrundlage ist die Input-Output-Tabelle in der Dimension Güter x Güter, Version B (siehe Abschnitt Datengrundlage). Auf Basis dieser Datengrundlage werden die folgenden Matrizen und Vektoren definiert. Die Transaktionsmatrix, ][ ijzZ = , definiert die Vorleistungsströme zwischen den

einzelnen Wirtschaftsbereichen. ijz bezeichnet die in Geldeinheiten gemessenen

Vorleistungen des Gutes i , die für die Herstellung des Gutes j verbraucht werden.

Es wird zwischen der heimischen Transaktionsmatrix, welche nur aus dem Inland bezogene Vorleistungen umfasst, und der gesamten Transaktionsmatrix, welche neben den heimischen Vorleistungen auch die importierten Vorleistungen umfasst, unterschieden. In einer Analyse der Auswirkungen einer bestimmten Investition auf die heimische Wirtschaft brauchen nur die heimische Transaktionsmatrix und die von ihr abgeleiteten Matrizen herangezogen werden.4 Deshalb soll zwecks Vereinfachung der Notation in den folgenden Erläuterungen Z die heimische Transaktionsmatrix bezeichnen. Z und die von ihr abgeleiteten Matrizen sind in der Güter x Güter-Dimension formuliert. Es sei ),,( 21 nxxxx K= das Aufkommen an heimischen Gütern. Auf der Basis von

x und Z lässt sich nun die Matrix der direkten Inputkoeffizienten, ][ ijaA = , defi-

nieren, die ebenfalls in der Güter x Güter-Dimension formuliert ist:

4 Eine Input-Output-Tabelle bzw. ein Make-Use-System, in dem nicht zwischen heimischen und im-

portierten Vorleistungen und Endnachfrage unterschieden wird, bezeichnet man üblicherweise mit Version A. Eine Input-Output-Tabelle bzw. ein Make-Use-System, in dem diese Unterscheidung ge-troffen wird und durch getrennte Bereiche in den Tabellen berücksichtigt wird, bezeichnet man üblicherweise als Version B. Die vorliegende Analyse stützt sich somit auf die Version B, wobei die Tabellen für importierte Vorleistungen und Endnachfrage nicht in die Analyse eingehen.


1ˆ −= xZA , (1) wobei ⋅) den Diagonalisierungsoperator bezeichnet, d.h. x ist eine Matrix der Di-mension n x n mit x als Diagonalelementen und 0 in Nicht-Diagonalelementen.

Alternativ kann die Definition von A auch anhand der einzelnen Elemente angegeben werden: jijij xza /= . Die Elemente von A geben den direkten Ver-

brauch des Gutes i pro produzierter Einheit des Gutes j an. Die Spalten dieser

Matrix beschreiben daher die Inputstruktur für die einzelnen Güter. (Wie zuvor bei der Definition von Z bezieht sich auch A nur auf heimische Vorleistungen.) Die Matrix 1)( −− AI ist die Leontief-Inverse oder die Matrix der kumulativen Input-

koeffizienten. Die Elemente dieser Matrix zeigen die direkten und indirekten Effekte auf die heimische Güterproduktion, die von einer Einheit der Endnachfrage aus-gehen. Um die von der Endnachfrage ausgelösten Primäreffekte auf die Produktion der ein-zelnen Güter erfassen zu können, wird folgende Gleichung verwendet:

yAIx 1)( −−= , (2)

wobei y den Vektor der Endverwendung aus heimischen Lieferungen bezeichnet.

Setzt man statt y in Gleichung (2) einen beliebig definierten Vektor einer End-

nachfrage ein, z.B. den nach Güterklassen untergliederten Vektor, INVy , ein, der

einer Investition entspricht, so erhält man die durch diese Endnachfrage auf die Produktion ausgelösten Effekte, INVx :

INVINV yAIx 1)( −−= . (2’)

Ist man nicht an der Verteilung der Produktionseffekte über die verschiedenen Produktgruppen interessiert, so kann man über alle Elemente aufsummieren und erhält für den Produktionseffekt einer Investition statt eines Vektors einen Skalar:

INVINV yAIix 1)(' −−= , (2’’)

wobei i der Summationsvektor ist (Vektor von Einsen). Die Berechnung der Wertschöpfungseffekte, w bzw. INVw basiert auf der Ver-

knüpfung der Gleichungen (2), (2’), bzw. (2’’) mit den Wertschöpfungs-koeffizienten, ),,,( 21

wn

www aaaa K= . Der Wertschöpfungskoeffizient w

ia gibt an,

welche Wertschöpfung entsteht, wenn eine Einheit des Gutes i produziert wird.

yAIaw w

1)( −−= ) bzw. INVwINV yAIaw 1)( −−= )

bzw. INVwINV yAIaw 1' )( −−= (3)

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Durch eine bestimmte Endnachfrage, wie sie z.B. durch die Großinvestition einer 380 kV-Leitung repräsentiert wird, werden Beschäftigung und Löhne und Gehälter in Österreich generiert. Die entstehenden Einkommen induzieren - nach Berück-sichtigung aller Abgaben und einer durchschnittlichen Sparquote - wiederum eine Nachfrage nach Konsumgütern. Diese Konsumnachfrage – nach Berücksichtigung des Anteils von importierten Gütern – löst ihrerseits Nachfrage nach Gütern aus, die (direkt oder indirekt) als Inputs für diese nachgefragten Konsumgüter dienen. Somit wird Produktion in verschiedenen Wirtschaftsbereichen generiert, und die daraus resultierenden Löhne und Gehälter (nach Abzug aller Abgaben) werden wiederum konsumwirksam. In einem erweiterten Modell können diese Effekte berücksichtigt werden. Der auf eine bestimmte Endnachfrage, z.B. eine Investition, INVy , zurückzuführende private

Konsum, PKy , ist nun eine endogene Variable des Modells mit entsprechenden

Auswirkungen auf die Güterproduktion, Wertschöpfung und Einkommens-generierung. In einer geschlossenen Form hat das erweiterte Modell die folgende Gestalt:

INVPK yyxAI =−− )( (4)

0=−wxaw

)

0=−bxab

056,0 =− hbyPK .

Hierbei beschreibt b die Bruttolöhne und Gehälter (Skalar), ba die Bruttolohn- und

Gehaltskoeffizienten (Vektor) und h die Güterstruktur des privaten inlandswirk-samen Konsums (Vektor). Die Zahl 0,56 gibt den Anteil der inlandswirksamen Konsumausgaben an den Bruttolöhnen und Gehältern an. Die durch die vorge-gebene Endnachfrage ausgelösten Gesamteffekte auf Güterproduktion und Wert-schöpfung, der dadurch generierte private Konsum und die Bruttolohn- und Gehaltssumme ergeben sich als Lösung des Modells (4). Anders ausgedrückt: INVx ,

INVw und INVb erhält man als Lösung für x , w und b in Modell (4).

Die Lösung von Gleichung (4) bezeichnet die Gesamteffekte, welche die direkten, indirekten und einkommensinduzierten Effekte umfassen.

Auswirkungen von Strompreiserhöhungen Es muss davon ausgegangen werden, dass die Kosten der Errichtung und des Betriebes der Salzburgleitung an die Stromkunden, sowohl in der Wirtschaft als auch an den Endverbraucher, weitergegeben werden. Dies führt in den drei Bau-varianten zu jeweils unterschiedlichen Strompreiserhöhungen, deren Ermittlung nicht Gegenstand dieser Kurz-Expertise ist. Jedoch soll an dieser Stelle aufgezeigt werden, welche Auswirkungen Strompreiserhöhungen grundsätzlich auf andere


Güter haben. Strom ist nicht nur ein Konsumgut, sondern auch ein Vorleistungsgut für praktisch alle Produktionsbereiche. Durch die gesamtwirtschaftliche Verflecht-ung und wenn man annimmt, dass Kostenerhöhungen weitgehend an nachge-lagerte Produktionsbereiche weitergegeben werden, führen Strompreiserhöhungen nicht nur unmittelbar in den stromverwendenen Aktivitäten zu Kostenbelastungen, sondern auch in indirekt nachgelagerten Bereichen. Wenn beispielsweise Gießereien und die Stahlerzeugung höhere Preise für den benötigten Strom zahlen, werden dadurch auch Metallerzeugnisse und Werkzeuge teurer, was wiederum andere Wirtschaftsbereiche beeinträchtigt. Im Folgenden werden mit Hilfe des Leontief-Preismodells und einer Weiterent-wicklung desselben die Auswirkungen einer Strompreiserhöhung quantifiziert. Die Theorie dieses Modells und seine Weiterentwicklung werden in einem separaten Unterabschnitt umrissen.

ERGEBNISSE

In Tab. 3 werden die Ergebnisse der Berechnungen für die Auswirkung einer Strom-preiserhöhung auf andere Produktgruppen zusammengefasst. Die präsentierten Zahlen sind so genannte Preis-zu-Preis-Multiplikatoren. Beispielsweise gibt ein Preis-zu-Preis-Multiplikator von 0,02929 für die Gütergruppe Steine und Erde an, dass der Preis des Gutes Steine und Erden sich um 0,02929% ändert, wenn sich der Strompreis um ein Prozent ändert. In Tab. 3 wurden nur die zehn am stärksten betroffenen Produktgruppen angeführt, gereiht nach der Größe des Preis-zu-Preis-Multiplikators. Erwartungsgemäß finden sich unter den zehn am meisten betroffenen Güter-gruppen vor allem die energieintensiven Wirtschaftsbereiche. Nach den bereits erwähnten Steine und Erden folgen als besonders stark betroffen die Chemischen Erzeugnisse und Papier, Pappe und Waren daraus, sowie Glas, Keramik und bearbeitete Steine und Erden.

Tab. 3: Auswirkungen einer Strompreiserhöhung au f d ie Pre ise anderer Produktgruppen (Pre is-zu-Preis-Mu lt ip likatoren der zehn am

stärksten betroffenen Produktgruppen), 2002

ÖCPA Bezeichnung Preis-zu-Preis-Multiplikatoren

14 Steine und Erden 0,02929

24 Chemische Erzeugnisse 0,01575

21 Papier, Pappe und Waren daraus 0,01505

26 Glas, Keramik, bearbeitete Steine und Erden 0,01465

27 Metalle und Halbzeug daraus 0,01067

37 Dienstleistungen der Rückgewinnungen 0,01065

20 Holz sowie Holz-, Kork- und Flechtwaren 0,01061

41 Wasser und DL der Wasserversorgung 0,01037

05 Fische und Fischereierzeugnisse 0,00940

25 Gummi- und Kunststoffwaren 0,00940

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Die präsentierten Preis-zu-Preis-Multiplikatoren beruhen auf der Annahme, dass Kostenerhöhungen von den Unternehmen an nachgelagerte Bereiche weitergegeben werden, sowie auf der Annahme eines unveränderten Mengengerüstes. In der öko-nomischen Realität werden diese vereinfachenden Annahmen nicht ganz zutreffen, da die Unternehmen im Wettbewerb stehen und daher nicht die Möglichkeit zu Preisanpassungen haben. In jenem Maße wie den Unternehmen Preisanpassungen nicht möglich sind, werden sie daher Wettbewerbsverluste erleiden. Ein kom-plexeres Modell als das Leontief-Preismodell, z.B. ein Modell des Inforum-Typs, in dem Mengen und Preise simultan in einer Gleichgewichtssituation ermittelt werden, könnte die Auswirkungen auf die Wirtschaft in differenzierter Weise ermitteln. An dieser Stelle soll jedoch darauf hingewiesen werden, dass einige der in Tab. 3 angeführten Wirtschaftsbereiche besonders im internationalen Wettbewerb stehen. Dies soll anhand der in Tab. 4 wiedergegebenen Analyse verdeutlicht werden.

Tab. 4: Export- und Importantei le der von einer Strompre iserhöhung besonders betroffenen Produktgruppen, 2002

ÖCPA Bezeichnung

Anteil der Exporte am

heimischen

Güteraufkommen [%]

Anteil des Importe am

gesamten

Güteraukommen [%]

14 Steine und Erden 16,88 6,95

24 Chemische Erzeugnisse 80,49 44,69

21 Papier, Pappe und Waren daraus 69,24 22,97

26 Glas, Keramik, bearbeitete Steine und Erden 34,28 15,66

27 Metalle und Halbzeug daraus 74,00 26,08

37 Dienstleistungen der Rückgewinnung 5,09 19,34

20 Holz sowie Holz-, Kork- und Flechtwaren 44,22 15,58

41 Wasser und DL der Wasserversorgung 0,00 4,15

05 Fische und Fischereierzeugnisse 9,52 51,33

25 Gummi- und Kunststoffwaren 61,85 29,04

Durchschnitt der Produktgruppen 01 - 45 42,66 31,38


Allgemein stehen jene Wirtschaftsbereiche besonders im internationalen Wett-bewerbsdruck, die einen großen Anteil ihrer Produktion exportieren oder die mit einem hohen Anteil an Importen am gesamten Güteraufkommen konfrontiert sind. Wie aus Tab. 4 zu entnehmen ist, handelt es sich bei fünf der zehn Produktgruppen mit den höchsten Strompreis-zu-Preis-Multiplikatoren um solche in denen im Vergleich mit dem Durchschnitt der ÖCPA-Sektoren 01 bis 45 (gesamte Wirtschaft außer Handel und Dienstleistungen) ein besonders hoher Anteil der Produktion für den Export bestimmt ist. THEORIE UND WEITERENTWICKLUNG DES LEONTIEF-PREISMODELL

Das Leontief-Preismodell beruht auf der Unterscheidung zwischen Preisen und Quantitäten für jede Größe der Input-Output-Tabelle. So werden, zusätzlich zu den


bereits im Abschnitt über die Theorie des Leontief-Modells eingeführten und in monetären Einheiten gemessenen Größen Z , x , und y die jeweiligen Größen in physischen Einheiten definiert. S sei die Transaktionsmatrix in physischen Einheiten, q das heimische Güteraufkommen in physischen Größen und f die

Endnachfrage in physischen Größen. Bezeichnet ip den Preis des Gutes i , so

gelten die folgenden Zusammenhänge:

ijiij spz = bzw. iii qpx = bzw. iii fpy = (1)

Die vertikale Bilanzgleichung der IO-Tabelle wiZx += ' kann nun mit Hilfe der Preise so ausgedrückt werden:

j

n

iijijj wspqp +=∑

=1

, (2)

Durch Division durch jq lässt sich die Gleichung umformen zu

j

n

iijij dcpp +=∑

=1

, (3)

wobei ijc der Inputkoeffizient in physischen Einheiten ist und jjj qwd /= . Die

Gleichung (3) muss für alle n Preise gelten. Das resultierende Gleichungssystem kann in Matrizennotation wie folgt angeschrieben werden:

dpCp += ' , (4)

Durch die Auflösung nach p ergibt sich die zentrale Formel des Leontief-

Preismodells:

dCIp 1)'( −−= , (5)

Dies ist das Leontief-Preismodells wie es beispielsweise bei Miller und Blair (1985) beschrieben ist. Es erlaubt die Auswirkungen einer exogen vorgegebenen, durch eine Preisänderung verursachten Änderung der Wertschöpfung je produzierte Einheit (beispielsweise Bruttolöhne je produzierte Tonne Stahl) auf die Preise von allen n Gütern vorherzusagen. Eine nahe liegende Weiterentwicklung des Modells erlaubt Vorhersagen von Preisänderungen des Gutes j aufgrund von Preisänderungen des Gutes i . Es

bezeichne 1)'( −−= CIR die Multiplikatoren-Matrix des Leontief-Preismodells. Durch

Division jeder Spalte dieser Matrix durch das Element der Hauptdiagonale, iir ,

erhält man die Matrix der Preis-zu-Preis-Multiplikatoren:

1ˆ* −= rRR , (6)

14

wobei r den Vektor bezeichnet, dessen Elemente iir sind.

Ein weiterer essentieller Modellschritt beruht auf dem Umstand, dass es möglich ist, alle physischen Einheiten genau so zu wählen, dass die dazugehörigen Preise im Basisjahr der IO-Tabelle identisch und gleich 1 sind. Dies geschieht einfach, indem die physischen Mengen in den Preisen des Basisjahres gemessen werden. Durch diesen Modellierungsschritt ist es möglich die Preis-zu-Preis-Multiplikatoren als Preisindex-zu-Preisindex-Multiplikatoren zu interpretieren, bzw. die Ursache und Wirkung jeweils in Prozenten auszudrücken. Der so berechnete Preis-zu-Preis-Multiplikator gibt an, um wie viel Prozent der Preis des Gutes j steigt (fällt), wenn der Preis des Gutes i um ein Prozent steigt (fällt).

Datengrundlage der Input-Output-Analyse Als Datenbasis diente die IWI-Input-Output-Tabelle in einer speziellen auf die Anforderungen einer Analyse der Elektrizitätswirtschaft maßgeschneiderten Version. Zu den speziellen Schritten der Erstellung der Datenbasis zählen unter anderem: ¬ Erweiterung der Ausgangsdatenbasis (Aufkommens- und Verwendungstabelle

für das Jahr 2002, Statistik Austria, 2006) um einen eigenen Sektor „Elektrizi-tätsversorgung“, der aus dem Sektor ÖNACE 40 bzw. ÖCPA 40 „Energie-versorgung“ herausgelöst wurde. Hierzu war es erforderlich, die vorhandenen Daten durch Schätzungen zu ergänzen und von Anschaffungspreisen auf Herstellungspreise umzurechnen.

¬ Vornahme der Umrechnung des Intermediärverbrauchs und der Endverwendung des Gutes Elektrizität auf eine einheitliche Preisbasis (Korrektur der Preisdifferenzierung).

¬ Erstellung einer Input-Output-Tabelle in der Dimension Güter mal Güter mit Hilfe eines erweiterten und modifizierten Almon-Verfahrens (Almon 2000, Koller, 2007).

Literatur Almon, C. (2000), Product-to-Product Tables via Product-Technology with No Negative Flows, Economic Systems Research 1/2000, 27-43 Koller W. (2007), Commodity-by-Commodity Input-Output Matrices: Extensions and Experiences from an Application to Austria; In: Plich M., Przybylinski M. (Hrsg.): Recent Developments in INFORUM-type Modeling; Lodz University Press, Lodz 2007 Miller R. E., P. D. Blair (1985), Input-output analysis foundations and extensions, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, NJ


Beilage 3 Stellungnahme von DI Helmut Reisinger (ETR) zum „Gutachten zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung ,,St. Peter - Tauern" im Bundesland Salzburg“

DI Helmut Reisinger ETR (Elektrotechnik Reisinger) Arztg 53 1220 Wien, Österreich Fachkenntnisse:

• Fernsteuer– und Schutzeinrichtungen • Stromversorgung des innerstädtischen Bereiches sowie ländlicher und alpiner Gebiete • Qualitätssicherung der eingesetzten Netzkomponenten 0,4 bis 400 kV • kombinierte Kabel und Freileitungsanlagen

Tätigkeitsbereiche:

• Bauleiter für den Aufbau der Stromversorgung der Wiener U-Bahn mit den erforderlichen Fernsteuer– und Schutzeinrichtungen

• Leitung der Abteilung „ Drehstromnetz Mitte, Bahn, Signal und Fernwirknetze“ • Leiter des Prüffelds zur Entwicklung und Qualitätssicherung der eingesetzten

Netzkomponenten 1kV bis 400 kV von Wienstrom • Leiter der Kabel und Freileitungsnetze der Wienstrom • Plante die Wiener 380 kV – Nordeinspeisung als kombinierte Kabel und Freileitungsanlage • Leiter des gesamten technischen Bereichs der Netze und Anlagen aller Spannungsebenen

bei Wienstrom • Geschäftsführer zur Ausübung des Gewerbes „ Elektrotechniker“ der WIENSTROM GmbH

in Wien • Herr Dipl. Ing. Reisinger übt zur Zeit eine selbständige Tätigkeit als Elektrotechniker aus.

19 02 2008 Stellungnahme

zum

Gutachten zur Gesamt- oder Teilverkabelung

der 380-kV-Leitung ,,St. Peter - Tauern" im Bundesland Salzburg

Kapitel 3.4 , 3.5 , 3.6 , 3.7 , 3.8 Bericht-N r.: 07 -427 46.01-C Dresden , 27. Januar 2008 Bearbeiter: Dipl.-lng. Jörg Zillmer KEMA IEV Dresden Dipl.-lng. Stefan Thiem lfG Bautzen Dr.- lng. Jörg Fromme Universität Dortmund Dipl.-Vw. lngo Ellersdorfer Universität Stuttgart Auftraggeber: Landesregierung Salzburg KEMA IEV - lngenieurunternehmen für Energieversorgung GmbH Gostritzer Str. 61-63 D-01217 Dres-den Tel. +49 351 871 92 00 Fax +49 351 871 9231 [email protected] www.kema-iev.de www.kema.com

E T R Elektrotechnik Dipl. Ing. Reisinger

2

Inhalt der begutachteten Kapitel 3 Elektroenergetische Grundsatzuntersuchung zu m Einsatz von Kabeln im Höchstspannungsnetz von APG 47 3.4 Betriebliche Aspekte des Kabeleinsatzes 79 3.4.1 Blindleistungsverhalten bei Einsatz von 38O-kV-Kabeln 79 3.4.1.1 Allgemeingültige Betrachtungen zum Blindleistungshaushalt 79 3.4.1.2 Erforderliche Maßnahmen zur Blindleistungskompensation 83 3.4.2 Belastbarkeit von Kabeln 84 3.4.2.1 Aktuelle Normung 84 3.4.2.2 Theorie der Belastbarkeitsberechnung 85 3.4.2.3 Belastbarkeitsberechnungen am Beispiel 88 3.4.2.4 Übertragung der Fakten auf die Salzburgleitung 93 3.4.3 Bewertung der Zuverlässigkeit von Kabelsystemen 97 3.4.4 Besonderheit AWE bei Teilverkabelung 104 3.4.5 Grundsätze der Schirmbehandlung von 380-kV-Kabeln 106 3.4.5.1 lnduzierte Schirmspannungen und Schirmströme 106 3.4.5.2 Schirm- bzw. Zusatzverluste 112 3.4.5.3 Auskreuzung der Kabelschirme 113 3.4.5.4 Strombelastbarkeit des Kabelschirmes im Fehlerfall 116 3.5 Möglicher Verlauf einer Kabeltrasse 117 3.5.1 Randbedingungen 117 3.5.2 Vollverkabelung im Bundesland Salzburg 118 3.5.3 Teilverkabelung einzelner Abschnitte 126 3.6 Stationäre Netzuntersuchungen 128 3.6.1 Grundsätzlicher methodischer Ansatz 128 3.6.2 Beschreibung des Netzmodells 129 3.6.3 Ergebnisse der Netzuntersuchungen 131 3.6.3.1 Horizontaler Starklastfall 131 3.6.3.2 Horizontaler Schwachlastfall 135 3.6.3.3 Zusammenfassung der Berechnungsergebnisse 139 3.6.3.4 Umfang und Deckung des Blindleistungskompensationsbedarfs l40 3.7 Elektromagnetische Ausgleichsvorgänge 143 3.7.1 Klassifizierung der Beanspruchungen 143 3.7.2 Überspannungen infolge des FERRANTI- Effekts 149 3.7.3 Einschaltung von Freileitungs- und Kabelstrecken 151 3.7.3.1 Einschaltströme und– Spannungen 151 3.7.3.2 Gesteuertes Schalten 158 3.7.3.3 Schirmspannungen 158 3.7.3.4 Zusammenfassung 161 3.7.4 Ausschaltung leer laufender Freileitungs- und Kabelstrecken 162 3.7.4.1 Ausschaltung ohne Kompensationseinrichtungen 162 3.7.4.2 Ausschaltung mit zugeschalteten Kompensationseinrichtungen 166 3.7.4.3 Zusammenfassung 167 3.7.5 Ausgleichsvorgänge nach Fehlereintritt 167 3.7.5.1 Klemmen- und Abstandskurzschluss 167 3.7.5.2 Schirmspannungen in Kabelanlagen nach Fehlereintritt 173 3.7.5.3 Wiedereinschaltung der Leitung nach Fehler 175 3.7.5.4 Zusammenfassung 177

3

3.7.6 Blitzüberspannungen 178 3.7 .6.1 Direkte Blitzeinwirkung 178 3.7.6.2 Rückwärtiger Überschlag auf der Freileitung 184 3.7.6.3 Rückwärtiger Durchschlag 187 3.7.6.4 Zusammenfassung 193 3.8 Gesamtkostenschätzung 194 3.8.1 Grundsätzliches Herangehen 194 3.8.2 lnvestitionskosten 194 3.8.3 Betriebskosten 199 3.8.4 Verlustkosten 200 3.8.5 Zusammenfassende Aufstellung der Kosten 206

4

Bewertung des Gutachtens Das gegenständliche Gutachten wurde generell mit unterschiedlicher Qualität der Beiträge erstellt. Die Dimensionierung der Kabelanlage ist der schwächste Beitrag der Studie des Kapitels „Elektroenergetische Grundsatzuntersuchung zum Einsatz“. von Kabeln im Höchstspannungsnetz von APG. Obwohl das Gutachten in der Gesamtheit äußerst inhomogen ist, und getroffene Schlussfolgerungen nur in den seltensten Fällen auch nachvollziehbar sind, ist die thermische Auslegung der Anlage völlig von üblichen Kriterien entfernt,. Dies ist umso weniger verständlich, da in den Beiträgen auch ausgeführte Anlagen mit nachvollziehbaren und technisch schlüssigen Ansätzen zitiert wurden. Dass in einigen Ausführungsvarianten der Studie die EMF sogar die WHO Richtlinien übersteigen ist ein weiterer Hinweis auf technisch nicht realisierbare Vorgaben. Somit bleibt die zu treffende Feststellung, dass mit den Planungsansätzen KEMA die Versorgungsaufgaben der APG nicht gelöst werden können und die Anlage auch in Österreich nicht als genehmigungsfähige elektrische Anlage zu bezeichnen ist. Da eine Dimensionierung der Kabelanlage unter Ansatz eines wahrscheinlich mög-lichen Trassenprofils die Voraussetzung für alle weiteren Betrachtungen ist, können auch an sich gut aufgearbeitete elektrotechnische Probleme und auch Kostenrech-nungen zumindest quantitativ nur falsch sein. Die sonstigen, auch durch KEMA erkannten, Probleme der Netzqualität und Stabilität lassen neben den wesentlichen wirtschaftlichen Nachteilen für die Energieversorgung in Österreich eine Kabelvari-ante zum Lückenschluss der Salzburgleitung als völlig ungeeignet erscheinen.

5

3.4 Betriebliche Aspekte des Kabeleinsatzes 3.4.1 BlindleistungsverhaltenbeiEinsatzvon3SO-kV-Kabeln 3.4.1.1 Allgemeingültige Betrachtungen zum Blindleistungshaushalt

6

ETR: Auch mit gut angepassten Kompensationseinrichtungen ist, da der Abstand dieser Einrichtungen voneinander nicht unendlich klein gewählt werden kann, eine Kompensation der thermischen Zusatzbelastung durch Blindströme nur bis zu einem gewissen Prozentsatz möglich. Die thermische Belastung der Anlage vergrößert sich daher um einen Faktor über den nutzbaren Übertragungsstrom hinaus. Für eine Erstbetrachtung könnte ein Faktor von 1,05 bis 1,07 angesetzt werden. Keinesfalls kann dieser Faktor bei der thermischen Auslegung vernachlässigt werden. Hinweis: In einem Netzknoten (punktuell) kann, zumindest weitgehend, die Blindleistung eins Kabels kompensiert werden, nicht aber über die gesamte Kabellänge.

ETR: Für die Umgebungsbedingungen von 380 kV Kabelanlagen gibt es keine, mit der Normpunktsbelastung der Freileitung vergleichbare, Festlegungen. Die IEC 60287-3-1 liefert für diverse Landstriche wohl Anhaltspunkte, jedoch nur für unbe-lastete Böden. Dabei wäre noch zu klären, ob in Beachtung der klimatischen Ver-hältnisse der letzten Jahre, die Annahmen für die Bodentemperaturen noch als rea-listisch eingestuft werden können. Praktische Messungen über Jahre im Wiener Raum brachten wesentlich höhere Werte der Bodentemperatur. Dabei müssen auch manche Angaben der einzelnen Länder noch relativiert werden. Schon die Einschränkungen, z.B. in den Angaben Deutschlands, zeigen, dass diese Werte vielleicht für die Ausarbeitung der bekannten Belastungslisten für Nieder- und Mittelspannungskabel herangezogen wurden, jedoch keineswegs Auslegungskrite-rien von Hochspannungskabelnetzen entsprechen. Die thermischen Reserven liegen bei diesen Listen- Angaben eindeutig im Ansatz hoher Bodenwiderstandswerte, die Angabe über zulässige Betriebsströme werden durch den Ansatz eines Belastungs-grades von m=0,7 unzulässig verzerrt. Hochspannungskabelanlagen im Übertragungsnetz ab 100 kV werden ausnahmslos unter Annahme der realen Umweltbedingungen der Trasse thermisch unter Ansatz eines Belastungsgrades von m=1 berechnet ( siehe IEC 60287).

7

ETR: Die Grundlagen für die Auslegung thermisch stabiler Bettungen für Energiekabel beruhen vorwiegend auf den Arbeiten von Cox, Holdup und Skipper, IEE, Vol. 122 Nr. 11, 1975 und Winkler , ETZ-A,Bd.92,(1971),H.3. , sowie auf den Messungen und Untersuchungen von WIENSTROM ,A. Reiter ÖZE.Jg.32.Heft 9/10 1979. Daneben liegt noch eine Untersuchung der KEMA , Arnheim vom 08.07.1982 vor. Sowohl die damaligen Herstellerfirmen der Wiener 380 kV – Kabelsysteme als auch Wien-strom sahen als geeignetes Bettungsmaterial zementgebundene Sande mit definierter Sieb-linie, Zementbeigabe und Wasser – Zementfaktor als brauchbaren Kompromiß zwischen leichter und auch sicherer Verarbeitung und hinreichend niedrigen spezifischen thermischen Bodenwiderstandswerten im trockenen Zustand. So wurde auch bei der Wiener Nordeinspei-sung dieses Bettungsmaterial spezifiziert. Da die optimale Kornverteilung natürlich in Österreich nicht vorkommt, wurde durch die Mischung von Sanden mit einer Kornverteilung von 0,1 mm – 1,0 mm und 1,0 mm - 4,0 mm im Verhältnis 1: 1 zumindest eine weitgehende Annäherung an die ideale Kornverteilung gefunden. Die Gewichtsteile der fertigen Mischung betragen Wasser : 2 Zement : 1 Sand : 19

8

ETR: Als besonders geeignet haben sich dabei Marchsande aus der Kiesgrube Markgrafneu-siedel erwiesen. Unbedingt erforderlich ist die Befundung der Kornzusammensetzung der Mischungen gemäß ÖNORM EN 933-1 durch ein Baustofflabor.

9

ETR: Mit diesem Bettungsmaterial soll auch im trockenen Zustand ein spezifischer Bodenwi-derstand ρ E ≤ 1,2 Km / W erreicht werden. Das Ergebnis thermischer Versuche an 380 kV Kabeln lassen unter Berücksichtigung realer bautechnischer Verhältnisse bei der Errichtung von Kabelanlagen in der Praxis eine Kalkulation im Trockenzustand mit ρ E = 1,5 Km / W angezeigt erscheinen. So ferne die Kabelanlage nicht in Seichtlage und auch in üblichen thermischen Grenzen betrieben wird, werden sich wohl in Umgebung des thermischen Blockes Trockenzonen ausbilden, eine Kalkulation mit einem Mischwert von ρ E = 1,2 Km / W kommt aber realen Verhältnissen nahe. Dabei sind die Bodenwerte der Trockenzonen natürlich wesentlich vom Restwassergehalt und von der Bodenart abhängig, genauso wie die kritische Isotherme zur Ausbildung dieser Zonen. In Sanden kann eine Trocknung schon bei 30°C eintreten, in anderen Verfüllmaterialien jedoch erst bei Temperaturen von nahe 50°C. Bei den thermischen Berechnungen der APG wurde eine Leitertemperatur von über 70°C über relevante Zeiträume zur Hintanhaltung einer, zur unvermeidlichen elektrischen Alterung zusätzlichen, relevanten thermischen Alterungskomponente vermieden und in Übereinstimmung mit der Praxis bei der Auslegung von Kabelanlagen Temperaturen an den Grenzflächen des thermischen Blockes zum Hinterfüllmaterial von über 46°C nicht über-schritten. Dabei ist festzuhalten, dass auch bei sorgfältigster Aufarbeitung aller Einflussgrößen, das Rechenergebnis nur in einer Bandbreite von höchstens +/- 5°C die realen Verhältnisse beschreiben kann. Eine „punktgenaue“ Auslegung auf Grenztemperaturen ist daher nicht möglich. Dies wird auch durch die Auslegungen von Kabelanlagen in der Praxis (Dänemark, Wien, etc.) hinreichend bewiesen. Die Untersuchungen der KEMA Arnheim, vom 08.07.1982, Projektnummer 94060, führen, unter Hintanstellung der leichten und damit auch sicheren Verarbeitung in eine völlig andere Richtung als die KEMA-Studie vom Jänner 2008.als in der Praxis angewandten Bettungsmaterialien Hinweis: Die Studie verwendet sehr wohl die Werte der zitierten Studie, beachtet aber nicht die Eigenschaften des Verfüllmaterials über dem thermischen block. KEMA empfiehlt als thermisch optimales Bettungsmaterial eine Sand – Kiesmischung mit einer Kornverteilung von 0,125mm – 0,5mm und 2,0 mm – 32 mm. Bei einem Zementanteil von 100 kg / m³ und einem Gewicht der Fertigmischung von 2100 kg / m³ soll damit auch im trockenen Zustand ein spezifischer Bodenwiderstand ρ E ≤ 0,5 Km / W erreicht werden. Dies ist tendenziell nicht unmöglich, da im Prinzip alle Materialien mit hoher Trockendichte auch einen niederen spezifischen Bodenwiderstand auf-weisen. Die Eignung dieses Materials für Kabelanlagen ist jedoch sehr beschränkt. Neben Problemen der Freilegung im Störfall bzw. bei sonstigen Änderungen der Anlage, bleibt noch das Ver-halten bei Bodensetzungen und hinsichtlich der Belastung des Korrosionsschutzes dieser typisch warm gehender Leitung aufzuarbeiten.

10

ETR: Ein Wert von ρ E ≤ 0,5 Km / W im Trockenzustand erscheint vielleicht bei Laborproben durch das hohe Gewicht der Mischung nicht unmöglich, im praktischen Einsatz ist durch die Problematik des Wärmeüberganges der Kabeloberfläche zum Bettungsmaterial bei dieser groben Körnung Vorsicht geboten. Ohne umfangreiche thermische Feldversuche mit realen Kabeltrassen ist dieses Bettungsmaterial jedoch keinesfalls zu empfehlen. Eine praktische Anwendung dieses Materials bei direkt erdverlegten 380- kV Kabel-anlagen ist nicht bekannt.

11

Zu:

Diese Darstellung ist ohne Aussage, da kein Bezug zu den Rechen-Annahmen hergeleitet werden kann.

12

Diese Darstellung ist ohne Aussage, da kein Bezug zu den Rechen-Annahmen hergeleitet werden kann.

13

Diese Darstellung ist plakativ, gestattet aber keine mit üblicher Genauigkeit nachvollzieh-bare Auswertung

Diese Angaben sind nicht nachvoll-ziehbar

14

ETR: Auch unter der Annahme völlig unrealistischer Bodenwerte von ρ E = 0,5 Km/W und einer maximalen Legetiefe von 1200 mm, die aus Erfahrung mit der Errichtung von Höchstspannungskabelanlagen auf die betrachteten Längen nahezu unmöglich einzuhalten sind, können obige Aussagen, die auf eine thermische Leistungsfähigkeit von über 3000 A pro System verweisen nicht nachvollzogen werden. Die an sich leicht auszuwertenden Diagramme wurden leider ohne Bezug zu den realen Verhält-nissen erstellt (Frage: warum nicht?), das bunte Bildchen kann nicht mit der erforder-lichen Genauigkeit ausgewertet werden. Nachrechnung der Werte: zwei Systeme 3000 A, ρ E = 0,5 Km / W a = 500 mm Systemabstand: 2700 mm Auch bei Anwendung der völlig unrealistischen Bodenwerte und Legetiefe überschreitet eine Dauerbelastung von 3000 A die zulässige maximale Leiter-temperatur bei weitem. Erst bei einem Belastungsgrad m= 0,7 wird mit obigen Bodenwerten eine maximale Leitertemperatur von 90 °C eingehalten. Für die hier diskutierte Übertragungsleitung ist jedoch m=1 anzusetzen. Dafür sprechen auch folgende Angaben in der Studie:

15

ETR: Aus dem Diagramm ist klar ersichtlich, dass bei einem Belastungsgrad von m=0,7 bei einem Leiterabstand von 500 mm und einem Bodenwiderstandswert von 0,5 Km/W nur ein Strom von ca. 3080 A übertragen werden kann. Dabei ist dies wegen der nicht vollständigen Kompensation des Blindstromes im Kabel natürlich nicht der nutzbare Strom. Dieses Diagramm entspricht den obigen Ausführungen ETR und steht im klaren Widerspruch zu den Aussagen KEMA zur Darstellung im Bild 3-23. Damit sind alle Lösungsansätze mit nur zwei Systemen als nicht entsprechend zu betrachten, da die Systemanforderungen der APG von einem Belastungsgrad von m=1 ausgehen.

16

ETR: Als entscheidender Fehler des Lösungsansatzes der KEMA mit zwei Sys-temen muss daher die mangelnde thermische Leistungsfähigkeit und auch die überaus hohen EMF im Trassenbereich festgestellt werden. Da bei den Lösungsansätzen KEMA bereits EMF über den WHO Richtlinien auftreten wird zwar das Ausklammern dieses Auslegungskriteriums in der Studie verständ-lich, bleibt aber als wesentlicher Mangel der Studie bestehen.

ETR: Die maximale Übertragungsfähigkeit der Systeme wurde dabei in den Systemanforderungen der APG für den Lückenschluss im 380 kV-Netz in Salz-burg eindeutig definiert. Daher sind die Auslegungsgrundlagen für allfällige Kabelanlagen unter Beach-tung einer nachhaltigen Lösung und der nicht möglichen vollständigen Kom-pensation der kapazitiven Blindströme wie folgt anzusetzen:

B eff Systemabstand = 2,7m Phasenabstand = 0,5m Legetiefe = 1,2m Meßpunkt +1,0 m

0

20

40

60

80

100

120

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 Entfernung in m von der Trassenmitte

Beff in μ T

Beff 2 Sys 3000 A

17

ETR: Systemanforderungen der APG an das Freileitungsdoppelsystem:

1Verbund – Austrian Power Grid AGVerbund – Austrian Power Grid AG 02.10.2007

Betriebszustände 380 kV-LeitungBetriebszustände 380 kV-Leitung

technische Auslegung der LeitungDauerbetrieb

3477 A

3477 A

2 x 2400 MVA

parallele Leitungen(APG-Netz)



NormalbetriebEinhaltung der (n-1)-Sicherheit

Dauerbetrieb

2086 A

2086 A

2 x 1500 MVA

parallele Leitungen

(APG-Netz)

Gestörter Betrieb (Störung auf der Leitung)Ausfall eines Systems

einige Stunden bis max. 2 Tage

(APG-Netz)

3477 A

X

695

A+

600

MVA parallele

Leitungen

1 x 2400 MVA

18



Gestörter Betrieb (Störung im Netz)Ausfall parallelen Leitung

einige Stunden bis max. 2 Tage

KrisenfallEnergiekrise (Energielenkungsgesetz)

Annahme: 1 Woche

(APG-Netz)

3477 A

parallele Leitungen

2 x 2400 MVA

3477 A

3477 A

2 x 2400 MVA

(APG-Netz / gestört)

parallele Leitungen

3477 A

X



Mögliche Übergänge zwischen den Betriebszuständen

Normalbetrieb gestörter Betrieb

Normalbetrieb

Normalbetrieb gestörter Betrieb Krisenfall

Krisenfall

Normalbetrieb Krisenfall gestörter Betrieb

DauerStunden Tage

Belastung je Freileitungssystem

JahreWochen

Normalbetrieb

gestörterBetrieb

Krisenfall

1500 MW

2400 MW

ETR: Systemanforderungen an Kabelanlagen: Die technische Auslegung der Freileitung erfolgt für 2 x 3477 A im Dauerbetrieb. Hier besteht technisch kein Unterschied in den Anforderungen zum gestörten Betrieb in allen ange-

19

führten Varianten und auch nicht zum Krisenfall. Die Auslegung des Freileitungsdoppelsys-tems deckt somit alle betrieblichen Anforderungen ab. Diese Systemanforderungen decken auch für den Normalbetrieb, der bei den herrschenden Netzverhältnissen ca. 60 % der thermischen Grenzleistung beträgt, das n-1 Sicherheitskrite-rium vollständig ab. Auch eine Anhebung dieser Belastung im Rahmen des n-1 Sicherheits-kriteriums durch eine zukünftige engere Vermaschung des 380 kV Netzes oder durch Lastflußsteuerung ist mit obigem Ansatz thermisch möglich. Eine nach diesen Gesichtspunkten dimensionierte Kabelanlage mit einem zusätzlichen Reser-vesystem deckt natürlich thermisch ebenfalls diese Anforderungen ab, jedoch gebieten die hohen Kosten eine Untersuchung der Leitertemperaturen bei den definierten temporären Betriebsfällen mit hoher Belastung bei verminderter Systemzahl oder verminderten Quer-schnitten. Da hier die Vorlast entscheidend ist, muss, um einigermaßen zukunftssicher zu sein und Fehlinvestitionen zu vermeiden, eine breitere Betrachtungsweise zwischen 60% Vorlast und 80% Vorlast angesetzt werden. Für nicht vollständige Kompensation wird für den ther-misch wirksamen Strom ein Faktor von 1,05 berechnet. Die mögliche Trassierung von Kabelanlagen im Betrachtungsraum lässt mit hoher Wahr-scheinlichkeit über weite Bereiche eine natürlich gekühlte direkt erdverlegte Anlage als opti-mierte Lösung erwarten. Belastungen der Kabelanlage: Normalbetrieb 60% der thermischen Grenzleistung Betriebsfall Vorlast Laständerung Auslegungsrelevant von nach IA th IA th ja nein Normalbetrieb - 4381 ∞ - - ja Normalbetrieb gestörter Betrieb Leitung 4381 ∞ 3651 48 - nein Normalbetrieb Gestörter Betrieb Netz 4381 ∞ 7302 48 - nein Normalbetrieb Krisenfall 4381 ∞ 7302 168 - nein Normalbetrieb gestörter Betrieb Netz*) -

Krisenfall 4381 ∞ 7302 216 ja -

Normalbetrieb

Krisenfall - gestörter Betrieb Netz*)

4381 ∞ 7302 216 ja -

*) gestörter Betrieb Leitung ist irrelevant Normalbetrieb 70% der thermischen Grenzleistung Betriebsfall Vorlast Laständerung Auslegungsrelevant von nach IA th IA th ja nein Normalbetrieb - 5112 ∞ - - ja Normalbetrieb gestörter Betrieb Leitung 5112 ∞ 3651 48 - nein Normalbetrieb Gestörter Betrieb Netz 5112 ∞ 7302 48 - nein Normalbetrieb Krisenfall 5112 ∞ 7302 168 - nein Normalbetrieb gestörter Betrieb Netz*) -

Krisenfall 5112 ∞ 7302 216 ja -

Normalbetrieb


5112 ∞ 7302 216 ja -

20

*) gestörter Betrieb Leitung ist irrelevant Normalbetrieb 80% der thermischen Grenzleistung Betriebsfall Vorlast Laständerung Auslegungsrelevant von nach IA th IA th ja nein Normalbetrieb - 5841 ∞ - - ja Normalbetrieb gestörter Betrieb Leitung 5841 ∞ 3651 48 - nein Normalbetrieb Gestörter Betrieb Netz 5841 ∞ 7302 48 - nein Normalbetrieb Krisenfall 5841 ∞ 7302 168 - nein Normalbetrieb gestörter Betrieb Netz*) -

Krisenfall 5841 ∞ 7302 216 ja -

Normalbetrieb


5841 ∞ 7302 216 ja -

*) gestörter Betrieb Leitung ist irrelevant ETR: Nimmt man im Minimum für eine nachhaltige und zukunftssichere Lösung einen Normalbetrieb mit 70% der thermischen Grenzleistung der Freileitung als Systemanforderung für eine Kabelanlage, so sind thermisch folgende Netzzu-stände zu beherrschen: Betriebsfall Vorlast Laständerung von nach IA th IA th

Normalbetrieb - 5112 ∞ - - Normalbetrieb gestörter Betrieb Leitung 5112 ∞ 3651 48 Normalbetrieb Gestörter Betrieb Netz 5112 ∞ 7302 48 Normalbetrieb Krisenfall 5112 ∞ 7302 168 Normalbetrieb gestörter Betrieb Netz*) -Krisenfall 5112 ∞ 7302 216 Normalbetrieb

Krisenfall - gestörter Betrieb Netz*) 5112 ∞ 7302 216

ETR: Dabei ist aus Gründen der langen Reparaturdauer von 380 kV Kabel zur Auf-rechterhaltung des n-1 Sicherheitskriteriums für den Normalbetrieb ( in der Tabelle als Vorlast bezeichnet) ein Reservekabel thermisch erforderlich, für den Krisenfall wird unter Berücksichtigung der Wahrscheinlichkeit kein zusätzliches Kabel für die thermische Auslegung der Kabelanlage in Ansatz gebracht.

21

ETR: Damit ist eindeutig, dass die Lösungsansätze der KEMA – Studie mit Übertragungsströmen von „deutlich über 4000A“ bzw. Angaben mit Belas-tungsgrad m= 0,7 die Anforderungen der APG niemals erfüllen können, da mindest Übertragungsströme von 5112 Ath gefordert werden.

Mit dieser Aussage wird die Studie nun vollends unverständlich. Bei allen vorigen Betrachtungen versucht KEMA die thermische Leistung eines Systems von 3000 A, einmal mit m =1,0, dann wieder mit m = 0,7 zu beweisen. Hier wird ausgeführt, dass eine n-1 sichere Übertragung von „deutlich über 4000 A“ möglich sind. Nimmt man nun die 4000 A als n-1 sicher, so sind pro System im Störfall plötzlich nur mehr 2000 A zu übertragen. Dies ist bei der an sich nahezu unmöglichen KEMA Legegeometrie bis zu thermischen Bodenwiderständen von 0,8 Km/W, wenn auch ohne Auslegungsreserven, möglich.

Hier versucht KEMA zu beweisen, dass ein Doppelsystem bestehend aus 3x2x 1600 mm² CU VPE bei m= 0,7 unter der Voraussetzung eines thermischen Bodenwiderstandes von 0,65 Km/W 3500 A übertragen kann. Auch das ist bei der an sich nahezu unmöglichen KEMA Legegeometrie bis zu thermischen Bodenwiderständen von 0,65 Km/W, wenn auch ohne Auslegungsreserven, möglich. Vergleicht man nun alle bisherigen Ausführungen KEMA hinsichtlich Übertragungsleistung und Bodenwerten so ergibt sich ein unklares Bild. Wie mit solchen Angaben in Österreich ein konsensfähiges Projekt für eine behördliche Genehmigung einer 380 kV- Kabelanlage erwirkt werden kann, bleibt verborgen. Für zukünftige Projekte wird empfohlen, technische Angaben für einen Lösungsvorschlag unter Anführung aller Parameter sowie unter Einhaltung der einschlägigen Normen sowie den Regeln der Technik zu erstellen.

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ETR: Hiezu wurde schon ausreichend Stellung genommen. Die etwas eigenar-tige Gliederung der Studie würde zu mehrfach Aussagen an dieser Stelle füh-ren. Es erhebt sich jedoch die Frage, wie ein für die Energieversorgung Österreichs derart wichtige Studie ohne qualifizierte Erhebung der maximalen Legetiefe, ohne Beachtung realistischer Bodenwerte und unter Überschreitung der WHO Richtwerte für EMF erstellt werden konnte.

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ETR: Bei den Ansätzen der KEMA mit Systemabständen von 2700 mm tritt immer eine wesentliche thermische Beeinflussung ein. Obige Aussage lässt jedoch vermu-ten, dass diese in den diversen Berechnungen nicht berücksichtigt wurden. Dies erscheint im Lichte der österreichischen Judikatur, die eindeutig die Ver-antwortung von Gutachtern auch gegenüber geschädigten Dritten und nicht nur gegenüber dem Auftraggeber erkennt, mehr als bedenklich.

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ETR: Temperaturmonitoring bei Kabelanlagen hat andere Gründe. Keinesfalls kön-nen durch das Monitoring Dimensionierungsfehler behoben werden. Der Sinn des Temperaturmonitoring ist grundsätzlich die Aufnahme und Überwachung des thermi-schen Profils der Leitung. Damit können auch später entstandene Schwachstellen, beispielsweise durch Fremdwärmequellen, identifiziert und gegebenenfalls auch saniert werden.

ETR: Eine Zusatzkühlung, wenn auch nur durch vorsorgliches Mitverlegen von Kühl-rohren, ist empfehlenswert. Hier soll auch nochmals darauf verwiesen werden, dass auch bei gewissenhaftester thermischer Auslegung diese nur in einem gewissen Bandbereich möglich ist. Die Auslegungssicherheit von Kabelanlagen wird mit künst-licher Zusatzkühlung wesentlich erhöht.

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ETR: Dass zwei Systeme 2500 mm² Cu VPE nicht ausreichen, wurde hinlänglich bewiesen. Bei realistischen Bodenwerten und Legetiefen reichen drei Systeme 2500 mm² Cu VPE auch nicht aus. Eine entsprechende Übertragungsleistung ist erst bei Einsatz von vier Systemen 2500 mm² Cu VPE zu erwarten. In Felsböden ist jedoch unbedingt eine künstliche Kühlung vorzusehen, da hier höhere thermische Bodenwi-derstandswerte von 1,3 Km/W auch im unbelasteten Zustand anzutreffen sind (Siehe Angaben Schweiz in der IEC 60287-3-1). Durch die langen Reparaturzeiten von 380 kV- Kabelanlagen ist ein Reservesystem zu empfehlen. Allein die gewählte Formulierung im Gutachten „ Reicht die Stromübertragungs-kapazität der zwei Systeme 2500 mm² nicht aus …..“ gibt bereits den klaren Hinweis, dass die Gutachter selbst für die ungenügende thermische Leistungsfähigkeit des vorgeschlagenen Systems keine machbare Lösung vorgestellt haben sondern einen fiktiven Lösungsansatz unter der Annahme von durchgehend günstigen Umgebungsbedingungen.

ETR: Das ELWOG gibt mit Sicherheit keine Hinweise auf die Zuverlässigkeit von Kabelsystemen. Aus dem ELWOG sind daher auch keine Ausführungsgrundsätze dieser Anlagen ableitbar. Von herausragender Wichtigkeit sind jedoch die Anforderungen an ein Übertra-gungssystem für die Energieversorgung in Österreich sowie ein Lösungsansatz, der den Anforderungen an ein Leitungssystem im Kernbereich des UCTE – Netzes genügt. Für diesen konkreten Leitungsabschnitt sind keinesfalls Ausfallstatistiken relevant, sondern eine realistische Abschätzung von Ausfallzeiten im Störfall. Nach allen Erfahrungen mit Kabelanlagen auf der Höchstspannungsebene können Kabel-anlagen nur mit mindest einem thermischen Reservesystem als mit Freileitungen hinsichtlich des n-1 Sicherheitskriteriums vergleichbar eingestuft werden.

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ETR: Bei AWE von Höchstspannungs- Kabelanlagen mit VPE- Isolierung kann man vielleicht noch, bei entsprechender Dimensionierung der Kabelschirme und der Cross Bonding Anlagen sowie einer entsprechenden Legegeometrie, über eine thermisch verträgliche Zuschaltung bei nicht klarer Fehlerdiagnose diskutieren. Nicht aber über mögliche relevante Lebensdauerverluste. Nachdem durchaus ernst zu nehmende wissenschaftliche Untersuchungen vor allem die Ansammlung von Ladungsträgern in der Kabelisolierung als eine der Ursachen für die elektrische Kabelalterung erkannt haben, vermeiden die meisten Betreiber gemischter Kabel und Freileitungsanlagen vorsorglich die AWE. Es wäre daher vor entsprechenden Aussa-gen zu untersuchen, ob im Schaltspiel der AWE ein entsprechender Abbau von Ladungsträgern im Kabel stattfinden kann. Solange diese Frage nicht restlos geklärt ist, kann eine endgültige Aussage zur Machbarkeit einer AWE nicht gemacht wer-den.

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ETR: Diese Aussage ist mehr als unklar. Cross Bonding Einrichtungen verhindern im normalen Betrieb weit gehend Längsströme in den Kabelschirmen. Die im Kurz-schlussfall fließenden Schirmströme müssen natürlich thermisch für die Kurzschluss-dauer (auch bei Mehrfachkurzschlüssen) sowohl von den Kabelschirmen als auch von den Cross Bonding Einrichtungen beherrscht werden. Der Schirmquerschnitt muss dabei zur Vermeidung unzulässiger Beeinflussung von Anlagen einen hinrei-chen kleinen Reduktionsfaktor aufweisen. In Sonderfällen kann auch ein Leitungsab-schnitt, praktisch eine Zuglänge(Restzuglänge), auch mit einer offenen, über Über-spannungsableiter verbundenen, Erdung, betrieben werden. Da nach diesen Gesichtspunkten alle Höchstspannungskabelanlagen ausgelegt werden, bringen die anderen Betrachtungen keine neuen Erkenntnisse der Höchstspannungs- Kabeltech-nologie.

ETR: An den diversen Berechnungen KEMA ist eigentlich nur der gelb markierte Ansatz interessant. Hier wird ein Bemessungsstrom bei m=1 mit 1463 A angegeben. Dies wäre eigentlich für eine natürlich gekühlte Kabelanlage ein grundsolider Ansatz. Merkwürdig ist dabei, dass KEMA bei der thermischen Auslegung 3000 A als Übertragungs-strom angibt. Es bleibt daher der Schluss, dass nebenstehende Tabelle für ein konkretes Projekt errechnet wurde und die thermische Auslegung der Salz-

burgleitung durch die KEMA eher einer unerreichbaren Fiktion folgt.

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ETR: Eine Schirmtemperatur von 350°C ist keinesfalls das erstrebenswerte Ziel einer Kabelbemessung. Da seriöser Weise auch ein Mehrfachfehler berücksichtigt werden muss, bei AWE sogar betriebsmäßig, ist obiger Auslegungsansatz nicht nachvoll-ziehbar. Üblich ist sogar bei Listenangaben der Industrie ein Mindest -Schirmquer-schnitt von 250 mm² Cu für Kabel. Der damit erreichbare Reduktionsfaktor ist mit 0,10 für Kabelanlagen mit starrer Erdung vielfach zu hoch, was in Vorschreibungen von diversen Anlagebetreibern bei den Genehmigungsverfahren auch deutlich zum Ausdruck gebracht wird. Dabei bleibt bei den Ansätzen der KEMA noch offen, wie die Entwicklung der Kurzschlussströme in den betrachteten Netzknoten in 40 Jahren zu bewerten ist.

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ETR: In Österreich werden die Böden gemäß ÖNORM B 2205 in sieben Bodenklassen eingeteilt: Schätzung der Erschwernisse:

Bodenklasse 1 Aufzahlung beim Aushub 0,0%

Oberste Schicht des Bodens, Erde

Bodenklasse 2 Aufzahlung beim Aushub ca. 50%

Der Wasser haltende Boden oder Schöpfboden


Beim leichten oder „losen“ Boden handelt es sich um Sand- und Kiesböden mit geringem Steinanteil von maximal einem Drittel.


Mittelschwere Boden oder „Stichboden“ .


Der schwere Boden oder „Hackboden“ unterscheidet sich von den Klassen 3 und 4 hauptsächlich durch den wesentlich höheren Steinanteil.


Beim leichten Fels handelt es sich um leichtes Gestein, das überwiegend brüchig ist.


Schwerer Fels. bis 200%

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ETR: Neben den Kriterien für die Zugänglichkeit, diese müssen in den Ausschrei-bungsunterlagen enthalten sein, sind die oben angeführten Bodenklassen getrennt zu berücksichtigen. Es ist nicht korrekt, die Zugänglichkeit und sonstige Arbeitsbe-dingungen, mit der Bodenklasse gleich zu setzen. Maßnahmen für Kabellegungen in Fahrbahnen (diese sind wahrscheinlich gemeint) sind im Detail zu kalkulieren und alle Sondermaßnahmen (Fahrbahn- Brücken, Arbeiten außerhalb der Normalarbeits-zeit, etc.) zu berücksichtigen. Im Besonderen ist zu beachten, dass das Baugrund-risiko in Österreich immer vom Auftraggeber zu tragen ist. Daher ist bei Kabellegun-gen auf unbekanntem Terrain immer besondere Vorsicht bei der Kalkulation geboten.

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ETR: Trassierungsgesichtspunkte für Kabelanlagen Trassierungsrichtlinien Erfordernisse Rechtliche und genehmigungsrelevante Belange, Sicherung des Bestandes

Die Trassierung soll möglichst unter Inanspruchnahme des Öffentlichen Gutes erfolgen

Einhaltung von EMF im Rahmen der in Österreich für genehmigungsfähige Anlagen zu erwartenden Werte

Begrenzung der Stromstärke pro System in Verbindung mit einer ausreichenden Legetiefe, Schirmung oder Kompensation oder Schirmung

Beachtung der thermischen Bodenwi-derstandswerte

Trassierungen in Böden mit hohen bio-genen Anteilen oder in Trockenzonen mit Kiesen oder Sanden sollen vermieden werden

Beachtung von Fremdwärmequellen Abstand erforderlich Beachtung der Behördlichen Vorschriften sowie der Erfordernisse Dritter für eine Restnutzung über der Anlage

Ausreichende Legetiefe für den Fahr-bahnaufbau bzw. für Tiefpflügungen in Ackerflächen etc.

Beachtung der zu erwartenden Einbau-tensituation

Variationen der Legetiefe in einem gewissen Rahmen sind einzuplanen

Beachtung der Bodenklassen und des Baugrundes

Hier sind entsprechend Vorerhebungen auch für ein generelles Projekt erforder-lich, da sonst nicht einmal eine Grob-kostenschätzung erfolgen kann

Beachtung der Topographie Hanglegungen technisch und aus Kos-tengründen möglichst vermeiden

Beachtung der Zugangswege im Bau – und Betriebszustand

Kabeltrassierung möglichst im Öffentli-chen Gut

ETR: Die Trassierungsansätze und die Auslegung der Kabelanlage der KEMA ent-sprechen kaum elementaren Planungsgrundsätzen. Daraus erscheint weder die technische Machbarkeit noch die Preisermittlung ableitbar. Ohne weitere, in die Tiefe gehenden, Untersuchungen mit prüfbaren Planungsansätzen ist die Studie als Ent-scheidungsgrundlage für ein Genehmigungsverfahren unbrauchbar. Daran ändert auch umfangreiches abgelichtetes Kartenmaterial nichts.

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ETR: Dieses Ergebnis ist ein Produkt der Annahmen und Ansätze und keine nachhaltige Lösung. Wenn schon in der Studie die Netzauslegung in Deutschland zitiert wird, gebietet die wissenschaftliche Korrektheit auch eine Angabe über die Netzdichte, das heißt die Darstellung der Vermaschung. Selbst nach Schließung aller Lücken ist die Maschenweite des 380kV-Netzes in Österreich um ein Vielfaches grö-ßer als in vergleichbaren Regionen in Deutschland. Dass unter diesen Bedingungen das 380kV- Netz in Österreich für höhere Übertragungsleistungen konzipiert werden muss, ist selbstverständlich.

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ETR: Da die Übertragungsleistung des KEMA – Ansatzes weder thermisch noch hin-sichtlich der genehmigungsfähigen Belastung durch EMF genügt, ist eine Stellung-nahme zu den Berechnungen nicht sinnvoll.

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ETR: Für alle weiteren Überlegungen sollten nicht die Werte der Typprüfung heran-gezogen werden, sondern die geringeren Werte der Langzeitprüfung, da hier eher die realen Verhältnisse gegeben sind. Die Frage bleibt jedoch im Raum, wie oft der-artige Grenzbelastungen ohne wesentliche Beeinträchtigung der Lebensdauer zuläs-sig sind.

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ETR: Offen bleibt aber, trotz des Umfanges der Untersuchungen, wie die Netzverhältnisse und Netzkomponenten in vierzig oder fünfzig Jahren zu bewerten sind, und ob auch dann ein einwandfreier und sicherer Betrieb, unter Einschluss der Probleme eines Netzwiederaufbaues, garantiert werden kann.

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ETR: Die Vorteile eines gesteuerten Schaltens sind evident. Ein praktischer Einsatz im Netzbetrieb mit 380 kV Kabelanlagen ist nicht bekannt.

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ETR: Punkt 1: Wie schon festgestellt, wäre hier der Spannungspegel der Langzeitprüfung für die Primärisolierung in Ansatz zu bringen. Für die Kabelmäntel existieren keine derarti-gen Werte. Hinweise, dies mit den Herstellern (verbindlich und auch einklagbar?) bei der Ausschreibung festzulegen sind ungenügend. Die Rückwirkungen auf Netzstabili-tät, insbesondere beim Netzwiederaufbau und auch die Netzqualität sind einer gesonderten Betrachtung zu unterziehen. Punkt 2: Überspannungsableiter in den Übergabestellen sind Standardausrüstungen. Aus netztechnischen Gründen kann auch das Erfordernis von Kompensationsanlagen in den Übergabestellen abgeleitet werden. Ob diese Maßnahmen bei der AWE ein Schalten auf Restladungen mit Sicherheit verhindert, bedarf näherer Untersuchun-gen. Punkt 3: Die besondere Gefährdung der Mäntel durch Schaltüberspannungen in den Schir-men und auch durch Gleichfelder von Gewittertürmen sowie Naheinschlägen von Blitzen wurde schon vorhin kommentiert. Die Wahrscheinlichkeit des Doppelereig-nisses „Schaltung“ und „Blitz“ ist dabei gering. Das Doppelereignis „Gewitterturm“ und Schaltung muss in Betracht gezogen werden.

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Punkt 4: Diese Behauptung kann bestenfalls die Primärisolierung betreffen, nicht jedoch den Korrosionsschutz. Ein penetrierter Mantel (Korrosionsschutz für die AL – Folie) führt mit Sicherheit mittelfristig zu einem Kabelschaden. Punkt 5: Hier sind praktische Erfahrungen im Betrieb von 380 kV- Kabelanlagen nicht bekannt.

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ETR: Obige Betrachtung der KEMA sind, da sie neben der leider nicht nachvollzieh-baren thermischen Auslegung der Kabelanlage eines der wichtigsten Kriterien behandelt, besonders zu beachten. Der Überspannungsschutz des Mantels ist von überragender Wichtigkeit. Hier treten im freien Feld und insbesondere in Felsböden Probleme auf, die im urbanen Gebiet mit seiner Vielzahl von Einbauten und Anlagen, die gewissermaßen eine „Erdungs-haut“ über die Anlagen legen, kaum von Bedeutung sind. Gleichfalls sind bei Tunnel- oder Trogverlegung die Verhältnisse wesentlich günstiger. Natürlich kann über alle möglichen Maßnahmen ohne Ende diskutiert werden, bei Anlegen technischer und wirtschaftlicher Kriterien bleibt aber die Aussage der APG wohl aufrecht, „Kabel in der Stadt“ und „Freileitungen über Land“. Auch bei diesen Untersuchungen wäre der Ansatz realistischer Netzparameter unter Beachtung der zukünftigen Entwicklungen angebracht.

ETR: So lange die Problematik des Wiedereinschalten mit den bei APG üblichen Schaltspielen auf Restladungen nicht geklärt ist, wird von einer AWE abgeraten.

48

ETR: Hier beschreibt KEMA einige Probleme von Kabelstrecken in Freileitungs-netzen. Offen bleiben Betrachtungen über den Netzwiederaufbau, insbesondere über den Blindleistungshaushalt. Neben den beschriebenen Inrush- Problemen bei der AWE fehlen Überlegungen zur Lebensdauerminderung gemäß Raumladungsmodellen.

49

Gutachten KEMA sagt:

………

ETR sagt: Für direkt erdverlegte Kabelanlagen mit einem isolierenden Mantel ist im freien Gelände ein Erdungsleiter zur Potentialsteuerung sowohl gegen die Auswirkungen von Blitzschlägen als auch zur Verhinderung von Gleichfeldbelastungen durch Gewittertürme immer zu empfehlen. In Übertragungsnetzen, vor allem im freien Gelände oder gar in Felsböden, ist eine 380 kV- Kabelanlage eben nicht Stand der Technik sondern ein nicht ausreichend kalkulierbares Risiko im Netzbetrieb.

50

Natürlich wird das Isolationsniveau der Freileitung einem Großteil, aber nicht allen, Blitzbeanspruchungen standhalten. Der dadurch entstehende Netzausfall und Scha-den ist gegenüber einer Beschädigung eines Kabelendabschlusses jedoch marginal. Bei einem ähnlichen Schadereignis ist Schaden und Ausfallzeit einer Kabelanlage wesentlich größer als bei einer Freileitung. Besonders unangenehm sind auch Man-telfehler bei Kabelanlagen, da diese kurzfristig wegen Durchfeuchtung zu Schäden der Primärisolierung führen.

ETR: Eine Stellungnahme zur Kostenschätzung KEMA ist nicht zielführend, da die ausgepreiste Anlage thermisch die Systemanforderungen der APG nicht erfüllen kann und auch die erforderlichen elektrotechnischen Sondermaßnahmen, außer der Kompensation der Blindströme, nicht umfasst.

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ETR: KEMA führt aus, dass die „günstigste Vollverkabelung“ ca. sechsmal so teuer ist wie die Freileitung. Wie KEMA in diesem Zusammenhang zu der Definition „güns-tig“ kommen kann ist rätselhaft. Eine immer gültige Konstruktionsrichtlinie besagt, dass jene Konstruktion die beste ist, die sowohl die Anforderungen erfüllt als auch die geringsten Kosten verursacht. In diesem Fall werden die Anforderungen keines-falls erfüllt, also kann dieser Lösungsvorschlag auch nicht „günstig“ sein. Die Systemanforderungen an das betreffende Leitungsstück erfordern thermisch vier Kabelsysteme. Wenn eine mit der Freileitung vergleichbare Verfügbarkeit erreicht werden soll, ist dazu noch ein Reservesystem erforderlich. Vergleicht man die Kalkulation KEMA für drei Kabelsysteme mit der Steiermark-leitung kommt man auf ähnliche Werte, allerdings unter Missachtung der besonderen Erschwernisse der Salzburgtrasse.

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ETR: Die Behauptung, dass die Betriebskosten einer Kabelanlage geringer sind als die einer Freileitung ist falsch (siehe auch Untersuchung Büro Fichtner). Die Höhe des Betriebsaufwandes wird bei Kabelanlagen vorwiegend durch den Personalauf-wand bestimmt. Dieser hängt wiederum von der konstruktiven Gestaltung – natürli-che oder künstliche Kühlung, Ausführung der Muffenbunker, Gefährdungspotential des Mantels, Art der Cross Bonding Kästen etc.- ab. Ganz wesentlich ist jedoch, dass der Stamm der Freileitungsmonteure und Werkmeister um eine schlagkräftige Kabeltruppe, die zumindest im Stande ist Gefahrenpotentiale zu beurteilen, Maß-nahmen zur Trassensicherung durchzuführen, Fehler einzugrenzen, Erstmaßnah-men nach Ausfällen einzuleiten etc., ergänzt werden muss.

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ETR: Auch die Untersuchung KEMA zeigt, dass, wie von APG schon bei allen Unter-suchungen alternativer Lösungen festgestellt, die Freileitung die geringsten Verluste aufweist und somit auch in dieser Hinsicht die umweltfreundlichste Lösung darstellt.

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ETR: Betriebskosten von € 399 000,- pa. für eine Kabelanlage von 124 km Länge können nur dann als ernst zu nehmende Kalkulation betrachtet werden, wenn mit drei Mann alle Betriebserfordernisse abgedeckt werden können. Dis ist völlig unrea-listisch. Bei einem entsprechenden Erfordernis müssen daher die Betriebskosten unter Beachtung der technischen Lösungsansätze neu kalkuliert werden.


Beilage 4 Stellungnahme von DI Helmut Reisinger (ETR) zu „Thermisch stabiles Bettungsmaterial für Energiekabel“

DI Helmut Reisinger ETR (Elektrotechnik Reisinger) Arztg 53 1220 Wien, Österreich Fachkenntnisse:

• Fernsteuer– und Schutzeinrichtungen • Stromversorgung des innerstädtischen Bereiches sowie ländlicher und alpiner Gebiete • Qualitätssicherung der eingesetzten Netzkomponenten 0,4 bis 400 kV • kombinierte Kabel und Freileitungsanlagen

Tätigkeitsbereiche:

• Bauleiter für den Aufbau der Stromversorgung der Wiener U-Bahn mit den erforderlichen Fernsteuer– und Schutzeinrichtungen

• Leitung der Abteilung „ Drehstromnetz Mitte, Bahn, Signal und Fernwirknetze“ • Leiter des Prüffelds zur Entwicklung und Qualitätssicherung der eingesetzten

Netzkomponenten 1kV bis 400 kV von Wienstrom • Leiter der Kabel und Freileitungsnetze der Wienstrom • Plante die Wiener 380 kV – Nordeinspeisung als kombinierte Kabel und Freileitungsanlage • Leiter des gesamten technischen Bereichs der Netze und Anlagen aller Spannungsebenen

bei Wienstrom • Geschäftsführer zur Ausübung des Gewerbes „ Elektrotechniker“ der WIENSTROM GmbH

in Wien • Herr Dipl. Ing. Reisinger übt zur Zeit eine selbständige Tätigkeit als Elektrotechniker aus.

01.02.2008

Thermisch stabiles Bettungsmaterial für Energiekabel

E T R

Elektrotechnik Dipl. Ing. Reisinger

2

Die Grundlagen für die Auslegung thermisch stabiler Bettungen für Energiekabel beruhen vorwiegend auf den Arbeiten von Cox, Holdup und Skipper, IEE, Vol. 122 Nr. 11, 1975 und Winkler , ETZ-A,Bd.92,(1971),H.3. , sowie auf den Messungen und Untersuchungen von WIENSTROM ,A. Reiter ÖZE.Jg.32.Heft 9/10 1979. Daneben liegt noch eine Untersuchung der KEMA , Arnheim vom 08.07.1982 vor. Sowohl die damaligen Herstellerfirmen der Wiener 380 kV – Kabelsysteme als auch Wienstrom sahen als geeignetes Bettungsmaterial zementgebundene Sande mit definierter Sieblinie, Zementbeigabe und Wasser – Zementfaktor als brauchbaren Kompromiß zwischen leichter und auch sicherer Verarbeitung und hinreichend niedrigen spezifischen thermischen Bodenwiderstandswerten im trockenen Zustand. So wurde auch bei der Wiener Nordeinspeisung dieses Bettungsmaterial spezifiziert. Da die optimale Kornverteilung natürlich in Österreich nicht vorkommt, wurde durch die Mischung von Sanden mit einer Kornverteilung von 0,1 mm – 1,0 mm und 1,0 mm - 4,0 mm im Verhältnis 1: 1 zumindest eine weitgehende Annäherung an die ideale Kornverteilung gefunden. Die Gewichtsteile der fertigen Mischung betragen Wasser : 2 Zement : 1 Sand : 19 Als besonders geeignet haben sich dabei Marchsande aus der Kiesgrube Markgrafneusiedel erwiesen. Unbedingt erforderlich ist die Befundung der Kornzusammensetzung der Mischungen gemäß ÖNORM EN 933-1 durch ein Baustofflabor.

3

4

Mit diesem Bettungsmaterial soll auch im trockenen Zustand ein spezifischer Bodenwiderstand ρ E ≤ 1,2 Km / W erreicht werden. Das Ergebnis thermischer Versuche an 380 kV Kabeln lassen unter Berücksichtigung realer bautechnischer Verhältnisse bei der Errichtung von Kabelanlagen in der Praxis eine Kalkulation mit ρ E = 1,5 Km / W angezeigt erscheinen. So ferne die Kabelanlage nicht in Seichtlage und auch in üblichen thermischen Grenzen betrieben wird, werden sich wohl in Umgebung des thermischen Blockes Trockenzonen ausbilden, eine Kalkulation mit einem Mischwert von ρ E = 1,2 Km / W kommt aber realen Verhältnissen nahe. Dabei sind die Bodenwerte der Trockenzonen natürlich wesentlich vom Restwassergehalt und von der Bodenart abhängig, genauso wie die kritische Isotherme zur Ausbildung dieser Zonen. In Sanden kann eine Trocknung schon bei 30°C eintreten, in anderen Verfüllmaterialien jedoch erst bei Temperaturen von nahe 50°C. Bei den thermischen Berechnungen der APG wurde eine Leitertemperatur von über 70°C über relevante Zeiträume zur Hintanhaltung einer, zur unvermeidlichen elektrischen Alterung zusätzlichen, relevanten thermischen Alterungskomponente vermieden und in Übereinstimmung mit der Praxis bei der Auslegung von Kabelanlagen Temperaturen an den Grenzflächen des thermischen Blockes zum Hinterfüllmaterial von über 46°C nicht überschritten. Dabei ist festzuhalten, dass auch bei sorgfältigster Aufarbeitung aller Einflussgrößen, das Rechenergebnis nur in einer Bandbreite von höchstens +- 5°C die realen Verhältnisse beschreiben kann. Eine „punktgenaue“ Auslegung auf Grenztemperaturen ist daher nicht möglich. Dies wird auch durch die Auslegungen von Kabelanlagen in der Praxis (Dänemark, Wien, etc.) hinreichend bewiesen. Die Untersuchungen der KEMA Arnheim, vom 08.07.1982, Projektnummer 94060, führen, unter Hintanstellung der leichten und damit auch sicheren Verarbeitung in eine völlig andere Richtung. KEMA empfiehlt als thermisch optimales Bettungsmaterial eine Sand – Kiesmischung mit einer Kornverteilung von 0,125mm – 0,5mm und 2,0 mm – 32 mm. Bei einem Zementanteil von 100 kg / m³ und einem Gewicht der Fertigmischung von 2100 kg / m³ soll damit auch im trockenen Zustand ein spezifischer Bodenwiderstand ρ E ≤ 0,5 Km / W erreicht werden. Dies ist gar nicht unmöglich, da im Prinzip alle Materialien mit hoher Trockendichte auch einen niederen spezifischen Bodenwiderstand aufweisen. Die Eignung dieses Materials für Kabelanlagen ist jedoch sehr beschränkt. Neben Problemen der Freilegung im Störfall bzw. bei sonstigen Änderungen der Anlage, bleibt noch das Verhalten bei Bodensetzungen und hinsichtlich der Belastung des Korrosionsschutzes dieser typisch warm gehender Leitung aufzuarbeiten.

5

Ein Wert von ρ E ≤ 0,5 Km / W im Trockenzustand erscheint vielleicht bei Laborproben durch das hohe Gewicht der Mischung nicht unmöglich, im praktischen Einsatz ist durch die Problematik des Wärmeüberganges der Kabeloberfläche zum Bettungsmaterial bei dieser groben Körnung Vorsicht geboten. Ohne umfangreiche thermische Feldversuche mit realen Kabeltrassen ist dieses Bettungsmaterial jedoch keinesfalls zu empfehlen. Eine praktische Anwendung dieses Materials bei direkt erdverlegten 380- kV Kabelanlagen ist nicht bekannt.


Beilage 5 Studie von O.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner zu „Die Salzburgleitung – ihre langfristige Bedeutung für die Versorgungssicherheit Österreichs“

O.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.-Ing. Günther Brauner Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (E373) Gusshausstr. 25/373 A 1040 Wien, Österreich Fachkenntnisse

• Elektrische Energieversorgung und Hochspannungstechnik • Erneuerbare Energie (auch: Energieträger, Rohstoffe) und regenerative Energiesysteme • Risikoforschung und Versorgungssicherheit • Zentrale und Dezentrale Energiesysteme • Energieeffizienz • Regenerative Mobilität

(Quelle: www.tu-wien.ac.at)

Studie

Die Salzburgleitung – ihre langfristige Bedeutung für die Versorgungssicherheit Österreichs

Energiewirtschaftliche und Netztechnische Analyse

Univ.-Prof. Dr. Günther Brauner 0043 1 58801 37310

[email protected]

April 2008

Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft Gusshausstrasse 25/373, A-1040 Wien http:/www.ea.tuwien.ac.at

1

mailto:[email protected]

Inhaltsverzeichnis 1. Ausgangssituation............................................................................................................. 3

1.1 Situation der Übertragungsnetze in Österreich und Europa............................... 3 1.2 Ausbauzustand der Windenergie in Europa ......................................................... 7 1.3 Ausbautendenzen im Europäischen Übertragungsnetz...................................... 11

2. Anforderungen an das Übertragungsnetz bis 2040..................................................... 12 2.1 Voraussichtliche Entwicklung des Strombedarfs bis 2040................................. 12 2.2 Entwicklung der zentralen und dezentralen Energiesysteme bis 2040 ............. 13 2.3 Masterplan Österreich........................................................................................... 14

3 Analyse jüngster Großstörungen - Lessons Learned.................................................. 16 3.1 Störung in Italien 2003........................................................................................... 17 3.3 Störung in Auckland 1998 ..................................................................................... 20 3.3 Störung in Nordamerika 2003............................................................................... 21 3.4 Der Beinahe-Blackout in Österreich 2003 ........................................................... 24 3.5 Störung vom 4. November 2007 im UCTE-Netz ................................................. 27 3.6 Allgemeine Erkenntnisse aus jüngsten Großstörungen...................................... 29

4 Zusammenfassung der Ergebnisse ............................................................................... 29 5 Literatur.......................................................................................................................... 32

2

1. Ausgangssituation In dieser Untersuchung soll die Bedeutung der Salzburgleitung für die Energiever-

sorgung Österreichs aus energiewirtschaftlicher und netztechnischer Sicht dargestellt

werden. Dabei werden zukünftige Aufgaben des Übertragungsnetzes sowohl bei

Normalbetrieb wie auch bei europäischen Großstörungen analysiert.

1.1 Situation der Übertragungsnetze in Österreich und Europa

Das österreichische 220kV/380-kV-Übertragungsnetz ist in Bild 1.1 dargestellt.

Auffällig ist, dass die Nord-Süd-Verbindungen schwach ausgebaut sind bzw. fehlen.

Das innere 220-kV-Netz von Ersthofen nach Tauern und Wien-Südost nach

Obersielach hat eine H-förmige Struktur und ist nur bis etwa 1.200 MVA gesichert

belastbar.

Derzeit plant die Verbundgesellschaft einen 380-kV-Sicherheitsring mit Lücken-

schluss in der Steiermark von Südburgenland nach Kainachtal (Steiermarkleitung)

und Ersatz der 220-kV-Leitung von St. Peter nach Tauern durch eine 380-kV-

Leitung.

Für die Steiermarkleitung liegt eine Genehmigung zum Bau in zweiter Instanz des

Umweltsenats vor. Sie ist im Bau und wird voraussichtlich Mitte 2009 in Betrieb

gehen.

Die das erste Teilstück der Salzburgleitung von St. Peter nach Salzach ist beantragt

und wurde am 10.3.2008 in zweiter Instanz ohne Verkabelung genehmigt. Für das

zweiter Teilstück von Salzach nach Tauern liegt noch keine Genehmigung vor.

Diese Studie beschäftigt sich ausschließlich mit der Salzburgleitung.

Bild 1.2 zeigt die Entwicklung der Trassenlängen der Übertragungsnetze in

Österreich seit 1970. Das 220-kV-System wurde etwas zurückgebaut und die

380-kV-Systeme konnte lediglich in Ost-West Richtung von Tauern nach Zell am

Ziller und von Wien-Südost nach Südburgenland weiter ausgebaut worden.

3

Bild 1.1 Ausbauzustand des österreichischen Übertragungsnetzes [Verbund-APG]

Die Nord-Süd-Verbindungen haben eine unveränderte Übertragungsfähigkeit seit

1970. In diesem Zeitraum ist der Inlandsstromverbrauch (ohne Pumpspeicher) von

19.732 GWh (1970) auf 58.883 GWh (2006) und damit auf den 2,98-fachen Wert

angestiegen. Dies entspricht einer mittleren jährlichen Steigerungsrate von 3,08 %.

Wie Bild 1.3 zeigt ist derzeit eine Verringerung der Zuwachsraten des Strombedarfs

nicht sichtbar.

Auch in Europa ist eine ähnliche Tendenz im Bedarfsanstieg zu sehen (Bild 1.4).

Durch die Liberalisierung des europäischen Strommarktes hat sich der internationale

Stromaustausch stark ausgeweitet und liegt heute im europäischen Mittel bei 14 %

des jeweiligen nationalen Jahresstrombedarfs.

4

0

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Tras

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110kV220 kV380 kV

Bild 1.2 Entwicklung der Trassenlängen in Österreich [e-control]

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Bild 1.3 Entwicklung des Strombedarfs in Österreich [e-control]

Das schwache österreichische Übertragungsnetz wird derzeit in Nord-Süd-Richtung

zeitweilig ohne Reserve bis zur thermischen Belastungsgrenze betrieben.

Entsprechend den Regeln der UCTE müsste jederzeit eine ausreichende

5

Netzreserve vorgehalten werden, um den unvorhergesehenen Ausfall eines

Leitungssystems beherrschen zu können.

Bild 1.4 Entwicklung der Stromerzeugung in der UCTE [UCTE]

Bild 1.5 Entwicklung des physikalischen Austausches über internationale

Übertragungsleitungen in der UCTE in TWh und in % [UCTE] (unterer Teil: Austausch zwischen UCTE-Ländern, oberer Teil: Austausch mit anderen Ländern)

Die Verbund-Austrian Power Grid (APG) hat von der UCTE eine

Ausnahmegenehmigung erhalten, dieses Prinzip wegen technischer Unmöglichkeit

zeitweise verletzen zu dürfen.

Als Notmaßnahme wurden im Jahr 2006 Phasenschiebertransformatoren in den

Umspannwerken Tauern, Ernsthofen und Ternitz eingebaut, mit denen eine Fluss-

steuerung derart möglich ist, dass die vorhandenen Nord-Süd-Leitungskapazitäten

6

im 220-kV-Netz möglichst gleichmäßig in allen Systemen bis zur Sicherheitsgrenze

ausgelastet sind. Sie kann aber keine weitere Übertragungskapazität schaffen.

Bild 1.6 Flusssteuerung durch Phasenschiebertransformatoren [Verbund-APG]

1.2 Ausbauzustand der Windenergie in Europa

Entsprechend der Planungsziele der EU soll bis 2020 der Anteil der regenerativen

Energien einen Anteil von 20 % an der Stromerzeugung haben. Im Jahr 2006 betrug

die gesamte installierte Leistung aller Windenergieanlagen (WEA) in Europa

48.027 MW. Deutschland hatte dabei mit 20.622 MW einen Anteil von 47,1 %.

Die Windenergieanlagen sind überwiegend in Windfarmen konzentriert und stellen

aus der Sicht des europäischen Netzes zentrale Erzeugungstechnologien dar, die

meistens für den Stromabtransport an das Europäische Übertragungsnetz

angeschlossen sind.

7

Bild 1.7 Voraussichtliche Leistung von Windenergieanlagen in Europa 2008 [EWIS]

Entsprechend einer Studie der Europäischen Transmission System Operators

(ETSO) wird voraussichtlich die installierte Windleistung bereits im Jahr 2008 eine

Gesamtkapazität von 66.400 MW haben (Bild 1.7), [EWIS-Studie]. Dies ist durch die

folgenden Faktoren bedingt:

• Forderung der EU nach einem höheren Anteil an regenerativen Energien und

Umsetzung durch nationale Gesetzgebung und Förderung,

• Anstieg der Preise der fossilen Energien,

• Preisgünstigere Herstellung von Großwindanlagen, deren Stromgestehungskosten

mittlerweile mit den Börsenpreisen für thermisch erzeugten Strom konkurrenzfähig

sind,

• Anstieg der Einheitsleistungen der Windenergieanlagen von 2 MW in Richtung 3

bis 6 MW je Anlage.

8

Bild 1.8 Nord-Szenario der EWIS-Studie [EWIS]

(Leistungswerte in % der installierten Windleistungen)

Aufgrund der zu erwartenden Installationen von Windenergieanlagen bis 2008 gibt es

aus der Sicht der Übertragungsnetze ein nördliches und ein südliches Windszenario.

Bei nördlichen Szenario wird eine hohe Winderzeugung im Norden bei geringer

Winderzeugung im Süden angenommen.

Im Norden ist in den Ländern Deutschland, Dänemark, Frankreich und Niederlande

allein eine gesamte installierte Windleistung von 33.846 MW zu erwarten. Im Süden

durch Spanien, Portugal und Italien allein von 19.950 MW.

Die Flüsse des Nordszenarios zeigt Bild 1.9. Es kann zu großen Nord-Süd-Belas-

tungen der UCTE-Netzes kommen.

Interessant ist, dass die Flüsse in Bild 1.9 an der Grenze von Österreich enden. Den

europäischen TSO scheinen die Engpässe in Österreich aus der täglichen Praxis der

Betriebsführung des Übertragungsnetzes bekannt zu sein. Das österreichische

Übertragungsnetz stellt aus der Sicht Europas so etwas wie eine Sicherung dar, die

bei Überlastung den Fluss begrenzt indem die schwachen Nord-Süd-Leitungen

aufgetrennt werden. Hierdurch können aber europäische Großstörungen ausgelöst

werden.

9

Bild 1.9 Flüsse des Wind-Nordszenarios entsprechend der EWIS-Studie [EWIS]

Ein Beispiel für eine derartige Störung ist der Beinahe-Blackout vom 4. November

2007, der durch die Abschaltung einer einzigen 380-kV-Doppelleitung wegen eines

Schiffstransportes über den Emsland-Kanal ausgelöst wurde. Diese Störung zeigt,

wie störanfällig das Europäische Übertragungsnetz mittlerweile durch

unzureichenden Netzausbau und wegen der damit nicht mehr gegebenen n-1-

Sicherheit geworden ist. Das europäische Übertragungssystem wurde früher nach

den Regeln einer statischen Sicherheit (n-1-Kriterium) geplant, bei der ein Ausfall

einer Komponente (Leitung oder Kraftwerke) durch entsprechend vorgehaltene

statische Reserven aufgefangen werden konnte. Mittlerweile ist diese Sicherheit nicht

mehr gegeben. Anstelle dessen ist eine dynamische Sicherheit die Regel, bei der

erst durch Eingreifen von speziell geschulten Systemoperatoren in den Betrieb der

Kraftwerke oder der Netze eine Störung verhindert werden kann. Der Abstand zu

Großstörungen ist daher geringer geworden.

10

1.3 Ausbautendenzen im Europäischen Übertragungsnetz

Zukünftig wird es wegen der Zersiedelung der Landschaft ohne langfristige Planung

von Trassen und Kraftwerksstandorten zunehmend schwieriger, Trassen für neue

Leitungen zu erhalten. Die Netzbetreiber versuchen daher überwiegend auf den

vorhandenen Trassen durch Wahl höherer Übertragungsspannungen von 380 kV

anstelle von 220 kV und durch Auflegen möglichst großer Leiterseilquerschnitte

größere Übertragungskapazitäten zu schaffen. Diese Tendenz wird aus den in

Tabelle 1.1 dargestellten Leitungsum- oder -ausbauvorhaben deutlich.

TSO Freileitungsverbindung Spannung Leiterseilbelegung Strom

VE-T Lauchstädt - Vieselbach 380 kV 4er-Bündel 435/55 Al/St 3600 A

Altenfeld - Redwitz (e.on) 380 kV 4er-Bündel 435/55 Al/St 3600 A

alle künftigen Projekte 380 kV 4er-Bündel 435/55 Al/St 3600 A

e.on Wahle - Mecklar 380 kV 4er-Bündel 564/72 Al/St 4000 A

Ganderkesee (e.on) - St. Hülfe (RWE) 380 kV 4er-Bündel 564/72 Al/S 4000 A

Diele - Niederrhein 380 kV 4er-Bündel 564/72 Al/S 4000 A

Ertüchtigung wichtiger Übertragungsleitungen 380 kV je nach Bestand aber mind. 3150 A

APG Tauern - Zell Ziller (bestehend) 380 kV 2er-Bündel 1288/138 Al/St 3730 A

Burgenlandleitung (bestehend) 380 kV 3er-Bündel 635/117 Al/St 3480 A

Steiermarkleitung 380 kV 3er-Bündel 635/117 Al/St 3480 A

Salzburgleitung 380 kV 3er-Bündel 635/117 Al/St 3480 A

Tabelle 1.1 Bestehende und zukünftige Bauvorhaben für Freileitungen [UCTE]

Die Tendenz geht heute in Richtung von Phasenströmen im Bereich von 3.500 bis

4.000 A. Dies spart Trassen und ermöglicht höhere Übertragungsleistungen auf den

wenigen vorhandenen Trassen. Diese Tendenz ist auch in dicht besiedelten

Regionen wie in Japan oder USA zu sehen, hier werden bereits Phasenströme bis

5.000 A realisiert.

Die Auslegung der Salzburgleitung stellt daher den Stand der Technik dar und ist in

Europa und international üblich.

Der in Tab. 1.1 angegebene thermische Grenzstrom ist durch die betrieblich

höchstzulässige Seiltemperatur von 80oC festgelegt, entsprechend der Norm EN

50128. Diese Norm schreibt hierfür - um in Europa allgemein gültig sein zu können -

sehr ungünstige Umgebungsbedingungen mit einer Umgebungstemperatur von 35oC

und einer Windgeschwindigkeit von 0,6 m/s vor. Im Bereich der geplanten Leitung

beträgt im Jahresmittel die Umgebungstemperatur 9,5oC und die Windgeschwindig-

11

keit 2 m/s. Die Freileitung kann daher im Jahresmittel deutlich höher belastet werden,

wenn ein entsprechendes Leitungsmonitoring vorgesehen wird.

2. Anforderungen an das Übertragungsnetz bis 2040

2.1 Voraussichtliche Entwicklung des Strombedarfs bis 2040

Wie internationale Untersuchungen zeigen, ist zukünftig ein weiteres Ansteigen des

Elektrizitätsbedarfs wahrscheinlich. Japanische Studien gehen davon aus, dass bis

2030 der Strombedarf trotz Maßnahmen zur Effizienzsteigerung weiterhin um 1 %

pro Jahr ansteigen wir. Gleichzeitig wird der Primärenergiebedarf um 0,5 bis 1 % / a

zurückgehen. Ursache hierfür ist, dass viele Anwendungen, die vorher mit fossiler

Energie betrieben wurden durch elektrische Energie substituiert werden. Ein Beispiel

hierfür sind Wärmepumpen, die elektrische Energie für den Kompressor aufnehmen

und hierbei mit einer elektrischen kWh etwa vier kWh fossil-thermische Energie

substituieren können.

Folgende Bedarfs- und Erzeugungsszenarien sind wahrscheinlich:

• Verbreitung von Wärmepumpen in Wohnungen mit Passivhausstandard. Bei

Verbreitung von einer Mio. Wärmepumpen wird der Strombedarf etwa 6 GWh

entsprechend um 10 % ansteigen (Basis 2006).

• Verbreitung von Elektroautomobilen mit Batteriespeichern. Bei der Verbreitung

von einer Mio. Elektro-Kleinautos mit einer Fahrleistung von jeweils 10.000 km/a

wird der Strombedarf und bei einem Energiebedarf von 15 kWh/100 km um 1,5

GWh entsprechend 2,5 % ansteigen.

• Verbreitung von Klimaanlagen wegen des Klimawandels. Bei einer Verbreitung

von 1 Mio. Klimaanlagen mit einem Anschlusswert von 2 kW und einer

Nutzungsdauer von 6h/d an 100 Tagen ergibt sich ein Strombedarf von 1,2 GWh

entsprechend 2 %.

• Ausweitung der Nutzung von Informations- und Kommunikationstechnik. Hierdurch

kann der Strombedarf bei einem durchschnittlichen StandBy-Bedarf von 200 W je

Haushalt bei 3,5 Mio. Haushalten auf etwa 5,6 GWh ansteigen, entsprechend 9 %.

12

• Bedarfsminderung durch Effizienzsteigerung in Verkehr, Infrastruktur und Haushalt

durch Einsatz effizienterer Geräte, Minderung des Stand-By-Bedarfs durch

Automatisierung und tarifliche Anreize zum Energiesparen kann der Bedarf bis

2040 um 5 bis 20% abgesenkt werden. Ohne diese Maßnahmen würde der Bedarf

bei linearer Steigerung um 2 % um weitere 60 % ansteigen.

• Insgesamt bleibt daher eine Veränderung des Bedarfs, die im ungünstigsten Fall

bei einem Mehrbedarf von 80 % und im günstigsten Fall bei einer Steigerung von

etwa 5 % liegen wird.

2.2 Entwicklung der zentralen und dezentralen Energiesysteme bis 2040

Die zentralen Energieversorgungssysteme mit den Übertragungs- und Verteilnetzen

und den hydraulischen und thermischen Kraftwerken werden folgende neue

Aufgaben haben:

• Integration der Windenergie in Europa. Die Planungen gehen derzeit von einem

weiteren Ausbau der Windenergie im europäischen Binnenland auf etwa 300 GW

bis zum Jahr 2030 aus und im Offshore-Bereich auf weitere 100 GW. Diese

Leistungen entsprechen insgesamt der sechsfachen derzeit installierten Leistung

und werden große Herausforderungen an die Übertragungsfähigkeit des UCTE-

Netzes sowie an die Regelfähigkeit der thermischen und hydraulischen Kraftwerke

stellen.

• Verbreitung von dezentralen Erzeugungsstrukturen durch „Microgrids mit

Polygeneration“. Insbesondere Photovoltaik, Biomasse-Cogeneration und

Kleinwindenergie werden zusammen mit Solarthermie hier ein starkes Wachstum

erfahren. Diese Technologie führt einerseits zu einer Entlastung der zentralen

Systeme, da die regenerative Energie an der Stelle, wo sie gewonnen wird auch

verwendet wird. Bei großflächiger hoher Anwendungsdichte, z.B. wenn in vielen

Passivhäusern gleichzeitig ein hohes solares Dargebot zu starke photovoltaischer

Stromerzeugung führt, kann die Erzeugung den Bedarf weit überschreiten und

muss dann ähnlich wie die Windenergie über das Übertragungsnetz in Regionen

mit geringem Dargebot transportiert werden. Die Übertragungsnetze werden daher

zukünftig stärker für einen interregionalen Ausgleich zum Einsatz kommen und

13

Wegen der Ausweitung der Windnutzung, den interregionalen Ausgleich zwischen

dezentralen Erzeugungsstrukturen und neuen elektrischen Zusatznutzungen für

Mobilität und IKT werden die Übertragungsnetze zukünftig mit höheren

Übertragungskapazitäten und größeren Pumpspeicherkraftwerken für eine sichere

und vermehrt nachhaltige Energieversorgung benötigt.

2.3 Masterplan Österreich

In Bild 2.1 ist die Modellstruktur des Österreichischen Übertragungsnetzes

dargestellt. Es wird hierbei angenommen dass der Strombedarf infolge von

Effizienzsteigerung und Sparmaßnahmen trotz Mehrbedarf für Elektromobilität und

IKT bis 2040 bezogen auf das Jahr 2003 nur mit noch mit einer mittleren

Steigerungsrate von 1,1 %/a ansteigt. Hierdurch ergibt sich bis 2040 eine Steigerung

des Strombedarfs um den Faktor 1,5.

Die Notwendigkeit, das Übertragungsnetz zu erhalten, ergibt sich unmittelbar aus

den Anwendungen. Im Norden dient es zur Anbindung der Wasserkraftwerke von

Donau und Enns, im Süden für Mur und Drau und im Westen der Salzachkraftwerke.

Im Osten erfolgt die Anbindung der Windenergie, die voraussichtlich von derzeit 960

MW bis auf 2.000 MW durch Einsatz von 5 MW-Windenergieanlagen anstelle der

heute üblichen 2-MW-Anlagen und die Anbindung der Ungarischen Windenergie

zunehmen wird.

Im Südwesten befinden sich die großen Speicherkraftwerke der Alpen, die für die

Netzregelung und insbesondere für die Speicherung der Windenergie benötigt

werden. Die Windenergie benötigt den 380-kV-Ring auch, um zu den

Ballungsgebieten transportiert werden zu können.

14

Der 380-kV-Ring verbindet auch die großstädtischen Ballungsgebiete von Wien, Linz,

Salzburg, Klagefurt/Villach und Graz. Die Querverbindungen des Rings dienen

einerseits der Versorgung des Österreichischen Zentralraumes und stellen

andererseits Übertragungsreserven beim Ausfall von Ringsektoren dar.

OÖ/LinzWien/NÖ/B

StmkK

S

SpeicherkraftwerkeLaufkraftwerketherm. Kraftwerke mit BallungsraumWindparks

V/T

3.900/5850 MW2100/3150 MW

1700/2550 MW

630/945 MW

850/1270 MW

1750/2600 MW

Spitzenlast 2003/2040 in MW

Spitzenlast 2003: 10.910 MW; 2040: 16.130 MW

2000 MW Wind

Bild 2.1 Modellnetz des österreichischen Übertragungssystems

Die neuen hocheffizienten thermischen Kraftwerke werden unmittelbar in den

Großstädten angeordnet und können somit Elektrizität und Wärme mit hohen

Wirkungsgraden erzeugen. Da die Bedarfssenken am Standort der Kraftwerke liegen

entfällt ein Transport über zusätzliche Leitungen, wodurch diese Modellstruktur zu

minimalem Leitungsbedarf führt. Mit den geplanten Leitungen des 380-kV-Ringes ist

ein Auskommen bis etwa 2040 möglich.

Da in den Ballungszentren die Kraftwerkseinheiten aus Gründen der Wirtschaftlich-

keit und Energieeffizienz immer größer werden, muss beim störungs- oder

wartungsbedingten Ausfall dieser Einheiten ein ausreichend leistungsfähiges Netz in

der Lage sein ausreichende Übertragungsreserven zur Verfügung zu stellen.

15

Im Winter, wenn in den großstädtischen Regionen bei niedrigen Temperaturen durch

die Kraft-Wärmekopplung der Kraftwerke ein Überschuss an Elektrizität entsteht,

kann dieser über den 380-kV-Ring in die dünn besiedelten Regionen Österreichs

transportiert werden und hier in Passivhaussiedlungen über Wärmepumpen aus

einer kWh Elektrizität etwa 4 kWh Wärme gewinnen. Hierdurch wird Österreich

insgesamt äußerst effizient und emissionsarm.

Der Ring erlaubt auch einen Energieausgleich bei regional unterschiedlichem

regenerativem Dargebot und ist somit auch für die sich entwickelnde dezentrale

Energieversorgung von großer Bedeutung.

An den Ring sind alle Verbindungsleitungen zu den Nachbarländern angebunden.

Entsprechend den Vorstellungen der EU-Kommission, sollte ein Stromaustausch bis

zu 30% des Strombedarfs möglich sein. Der europäische Stromaustausch wird

hiermit möglich, wodurch ein stärkerer Wettbewerb mit niedrigeren Preisen entsteht.

Die Leitungen des Rings sollten mit möglichst großen Leiterquerschnitten

ausgestattet werden, damit sie eine ausreichende Übertragungsfähigkeit haben und

bei europäischen Großstörungen möglichst nicht thermisch überlastet werden und

damit dem System Operator genügend Zeit lassen, durch Abhilfemaßnahmen wie

z.B. Hochfahren von Speicherkraftwerken im Turbinenbetrieb, die Engpässe zu

beseitigen.

Aus diesen Darstellungen folgt, dass die geplante Struktur des österreichischen

Übertragungsnetzes eine effiziente Minimalstruktur darstellt, mit minimaler

Landschaftsbelastung durch Übertragungsleitungen.

Aus europäischer Sicht ist jedoch diese minimale Netzstruktur durch den

eingeschränkten Siedlungsraum in Österreich wegen des hohen Ödlandanteils

entstanden und ist wegen der großen Maschenweiten ein Sonderfall. In

vergleichbaren zentraleuropäischen Regionen mit hohem Industrieanteil sind im 380-

kV-Netz wesentlich engmaschigere Strukturen gebräuchlich. Damit kann für

zusätzliche Netzverbindungen auch eher an alternative Technologien zur Freileitung

gedacht werden. In Österreich hat der 380-kV-Sicherheitsring eine Alleinstellung für

die interne Versorgung und die Nord-Süd-Entlastung der inneren Strukturen.

3 Analyse jüngster Großstörungen - Lessons Learned

16

3.1 Störung in Italien 2003

Italien hatte in der Nacht des 28. September 2003 etwa 6.000 MW überwiegend aus

französischen Kernkraftwerken über das europäische Verbundnetz der UCTE

bezogen. Davon wurden etwa 3.500 MW für den Pumpbetrieb in Speicherkraft-

werken verwendet.

Um 3:01 Uhr kam es infolge hoher Auslastung zu einer Baumberührung der

Freileitung Metten-Lavorgo. Nach mehreren erfolglosen automatischen

Wiedereinschaltungen konnte die Leitung wegen des hohen auftretenden

Phasenwinkels von 42o nicht mehr zugeschaltet werden. In der Folge kam es zu

kaskadenartigen Überlastungen von parallel geführten Leitungen des UCTE-Netzes

bis schließlich um 3:25 Uhr die letzte Leitung abgeschaltet war und Italien in den

Inselbetrieb gelangte. Die Spannung ging hierbei in Italien stark zurück und es kam

zur Unterspannungsabschaltung von Kraftwerken bis schließlich um 3:28 Uhr Italien

spannungslos war und 50 Mio. Menschen hiervon betroffen waren.

Bild 3.1 Reihenfolge der Leitungsauslösung beim Italienblackout 2003 [UCTE]

Bild 3.2 zeigt den Verlauf der Spannung und der Blindleistung unmittelbar vor und

nach der Trennung von Italien vom Europäischen Übertragungsnetz der UCTE.

17

Die Spannung sinkt auf etwa 73 % des Normalwertes und die Blindleistungen und

damit die Leitungsbelastungen steigen auf den 1,5- bis 2-fachen Wert an.

Bild 3.3 zeigt die Wirkung des Kaskadeneffektes an der San-Bernardino-Leitung. Die

Leitung hat eine Übertragungsfähigkeit von 2.400 A. Unmittelbar vor der Störung ist

sie mit etwa 2.000 A bereits hoch ausgelastet. Durch Ausfall von benachbarten

Leitungen wird sie schließlich mit 2.600 A belastet und fällt nach etwa 25 Minuten

wegen des thermisch bedingten größeren Durchhangs durch Überschlag zu einem

Baum endgültig aus.

Bild 3.2 Spannung, Blindleistung und Frequenz bei der Italien-Störung [UCTE]

18

Erkenntnisse aus der Italienstörung:

• Bei Großstörungen können Leitungen längerfristige Überlastungen erfahren.

• Die aus den Netzimpedanzen berechneten höchstmöglichen Belastungswerte des

Normalbetriebes gelten hierbei nicht, da durch das Abschalten von parallel im

Netz geführten Leitungen andersartige Netzbedingungen mit weniger Leitungen

und daher höheren Leistungsflüssen möglich sind.

• Die Leitungen mit den geringsten Übertragungskapazitäten werden durch ihre

Schutzeinrichtungen als erste abgeschaltet und leiten damit eine kaskadenartige

Überlastung der verbliebenen Leitungen ein.

• Zur Abwehr von Großstörungen sollten daher alle Leitungen im Übertragungsnetz

möglichst hohe Übertragungsfähigkeiten und daher große Querschnitte haben.

• Die Leitungen sollten während der Störungsdauer ein hohes Wärmeabgabe-

vermögen haben, um längerfristig ohne thermische Überlastung in Betrieb bleiben

zu können. Freileitungen sind hier günstiger als Kabel.

Bild 3.3 Leitungsabschaltung durch Kaskadeneffekt nach Überlastung [UCTE]

19

3.3 Störung in Auckland 1998

Der Stadtkern von Auckland in Neuseeland wurde über vier 110-kV-Kabel versorgt.

Zwei dieser Kabel hatten als Isolation Öl-Papier (Öl-Kabel), die beiden übrigen

ebenfalls Öl-Papier mit Gasaußendruck [Auckland].

Die Ölkabel hatten eine nominelle Übertragungsfähigkeit von jeweils 60 MVA, die

Gasaußendruckkabel jeweils 55 MVA. Insgesamt stand damit eine maximale

Übertragungskapazität von 230 MVA, bzw. eine gesicherte von 170 MVA zur

Verfügung.

In Auckland gab es von Dezember 1997 bis 21. Februar 1998 kaum Niederschlag.

Dadurch kam es zu einer Austrocknung des Bodens in dem die Kabel verlegt waren.

Der spezifische Wärmewiderstand des Bodens sollte entsprechend der Auslegung

der Übertragungskapazität der Kabel um 1,2 K.m/W betragen. Tatsächlich wurden

unmittelbar nach den Störungen Werte im Bereich von 2,5 bis 6,0 K.m/W gemessen,

was dem zwei- bis fünffachen Wärmewiderstand des Erdreichs entspricht.

Nach eigenen Berechnungen ergibt sich hieraus eine Minderung der Übertragungs-

fähigkeit der Kabel auf etwa 70 bis 50 %, d.h. auf insgesamt 160 bis 120 MVA.

In Auckland herrschte zu dieser Zeit eine mehrwöchige Hitzewelle, wodurch sehr

viele Klimaanlagen angeschafft und betrieben wurden. Hierdurch erreichte die

Kabelbelastung einen Wert von etwa 170 MVA und lag damit in der Nähe oder knapp

über der durch Austrocknung verminderten thermischen Übertragungsfähigkeit der

Kabel. Die rechnerische Reservekapazität war daher wegen der Bodenaustrocknung

nicht mehr gegeben. Dies konnte aber vom Netzbetreiber nicht erkannt werden.

Die Kabel wurden daher wegen verminderter Wärmeabfuhr dauerhaft überlastet.

Am 22.1.1998 fiel ein erstes Gas-Außendruck-Kabel aus. Die übrigen drei Kabel

wurden dadurch noch höher überlastet. Am 9.2.1998 folgte das zweite

Gasaußendruck-Kabel. Am 19. und 20.2.1998 folgen die beiden letzten ölisolierten

Kabel.

Das Zentrum der Großstadt Auckland war dadurch über fünf Wochen ohne

Stromversorgung.

Da jedes der Kabelsysteme eine Länge von 10,2 km hatte, war eine Reparatur nicht

einfach zu bewerkstelligen. Bei paralleler Verlegung von jeweils zwei Kabelsystemen

20

in einer Künette wären innerstädtische Grabungsarbeiten von 20,4 km erforderlich

gewesen. Weiterhin hätte eine Kabellänge von 12 x10,2 km entsprechen 122,4 km

bestellt und hergestellt werden müssen. Auch bei Auftragsvergabe an mehrere

Tiefbaufirmen und mehrere Kabelhersteller ergibt sich hierdurch mindestens eine

Vorlaufzeit zwischen einem halben und einem Jahr.

Die Stromversorgung von Auckland konnte daher nicht durch Neuverlegung von

Kabeln zeitgerecht wieder hergestellt werden. Es wurde daher vorübergehen

entlang der Bahntrasse eine zweisystemige 110-kV-Notfreileitung errichtet. Damit

konnte nach fünf Wochen die Stromversorgung wieder hergestellt werden.

Hieraus wird deutlich, dass die rechnerischen Übertragungsleistungen von Kabeln

nur bei normalem Niederschlag und damit ausreichender Bodenfeuchtigkeit gültig

sind. Weiterhin, dass bei großflächigen Störungen Freileitungen viel schneller

repariert oder neu errichtet werden können als lange Kabelstrecken.

Interessanterweise hat es in Auckland am 21. Februar 1998 - kurz nachdem das

letzte 110-kV-Kabel ausgefallen war - erstmals wieder geregnet.

Erkenntnisse:

• Die Übertragungskapazität von Kabeln ist von Umwelteinflüssen (Niederschlag,

Bodenfeuchte) abhängig.

• Bei längerfristiger Überlastung fallen Kabel bleibend aus und es sind sehr lange

Zeiträume für die Produktion von Ersatzkabeln, Erdarbeiten und Verlegung zu

erwarten.

• Freileitungen haben wesentlich kürzere Reparaturzeiten und können wegen

verbesserter Kühlbedingungen i.A. höher belastet werden.

• Bei der Auslegung von Übertragungsnetzen mit hoher Sicherheitsverantwortung

sollten diese Erkenntnisse bei der Systementscheidung berücksichtigt werden.

3.3 Störung in Nordamerika 2003

Am 14. August 2003 ereignete sich ein großflächiger Blackout in Nordamerika, von

dem 55 Mio. Kunden betroffen waren. Die Störung begann zur Mittagszeit bei sehr

hoch belasteten Netzzuständen.

21

STAR-345 kV BUSAug 8, 11, 12, 13, and 14, 2003

320.00

325.00

330.00

335.00

340.00

345.00

350.00

355.00

360.00

00:00

:00

01:00

:00

02:00

:00

03:00

:00

04:00

:00

05:00

:00

06:00

:00

07:00

:00

08:00

:00

09:00

:00

10:00

:00

11:00

:00

12:00

:00

13:00

:00

14:00

:00

15:00

:00

16:00

:00

17:00

:00

18:00

:00

19:00

:00

20:00

:00

21:00

:00

22:00

:00

23:00

:00

Hour

kV

8-Aug11-Aug12-Aug13-Aug14-Aug

August 12 13 14

4pm EDT

Bild 3.4 Spannungsverlauf im nordamerikanischen 345-kV-Übertragungsnetz

Bild 3.4 zeigt dass regelmäßig zur Mittagszeit die Spannung im Netz sehr stark

absinkt. Hierbei sind für die Vergleichbarkeit jeweils die Verläufe an den vorherigen

Wochentagen dargestellt.

Ursache hierfür ist, dass in den USA (wie auch in Österreich) das Übertragungsnetz

nicht entsprechend dem Lastanstieg ausgebaut werden konnte. Die Leitungen sind

daher sehr hoch ausgelastet, was sich an der niedrigen Betriebsspannung ausdrückt.

Am 13.8.2003 kam es schließlich zur Mittagszeit um 12:05 Uhr, 13:14 Uhr und 13:32

zur unvorhergesehenen Abschaltung von drei Kraftwerken mit einer Gesamtleistung

von 1.757 MW.

Hierdurch kam es zu sehr hohen Flussverschiebungen mit Leitungsüberlastungen.

Eine der Leitungen berührte wegen des damit verbundenen erhöhten Durchhangs

einen Baum, der einen Flächenbrand verursachte und musste deshalb abgeschaltet

werden.

In der Folge entstanden über einen Zeitraum bis 16:12 Uhr kaskadenartige

Leitungsabschaltungen von insgesamt 35 Übertragungsleitungen. Durch die

hierdurch verursachten Unterspannungen schalteten sich auch Kraftwerksblöcke ab.

Schließlich war ein großflächiges Gebiet mit mehreren Bundesstaaten in USA und

Canada bis zu 8 Stunden stromlos (Bild 3.5).

22

Bild 3.5 Vom Blackout betroffene Regionen in USA / Canada [Epri, Gellings]

Bild 3.6 zeigt das betroffene Versorgungsgebiet. Als Störungsursache wurde ein

großflächiger Voltage Collapse genannt.

Folgende Erkenntnisse wurden in den USA bei der Analyse der Störungen

gewonnen:

• Die Netze sollten erneuert und stärker entsprechend dem Lastanstieg ausgebaut

werden.

• Kraftwerke sollten in der Nähe von Lastschwerpunkten errichtet werden, um mit

einer geringen Anzahl von Übertragungsleitungen auszukommen.

• Die Netzleitsysteme sollten durch zusätzliche Funktionen die Nachbarnetze in

ihren Belastungs- und Schaltzuständen beobachten können um schneller auf

unvorhergesehene Ereignisse reagieren zu können.

• Die System-Operators sollten ein spezielles Training zur Behandlung von

Netzproblemen insbesondere für das Blindleistungsmanagement und die Abwehr

des Voltage Collapse bekommen.

23

Bild 3.6 Betroffenes Versorgungsgebiet bei Blackout am 14.8.2003 [EPRI, Gellings]

3.4 Der Beinahe-Blackout in Österreich 2003

Am 27. August 2003 fiel in Ungarn die 380-kV-Freileitung von Heviz nach Tumbri

aus. Dadurch verlagerten sich Leistungsflüsse auf das schwache österreichische

220-kV-Netz. Hierdurch kam es zu Leitungsüberlastungen.

Die Bilder 3.7 bis 3.9 zeigen eine Computersimulation [Brauner, WEC]. Zunächst

wird die 220-kV-Freileitung von Ersthofen nach Weißenbach mit 135 % hoch belastet

(Bild 3.7). Die Leitung von Wien-Südost über Ternitz nach Hessenberg ist

entsprechend der Farbgebung zur Darstellung der Leitungsbelastungen bis 120%

belastet.

24

Wien

<100% <110% <120% <130% >90<90<80<60% >130% <70

Leitungsbelastung Spannung in %

HEVIZ - TUMBRI AUSFALL + 0 m

135%

Bild 3.7 Leistungsfluss unmittelbar nach Ausfall der Leitung Heviz - Tumbri

Es wird nur angenommen, dass zunächst ein System der Leitung Ernsthofen-

Weißenbach wegen Überlastung abgeschaltet wird. Hierdurch wird das zweite

System auf 206 % belastet und die 220-kV-Salzburgleitung wird mit 144 % überlastet

sowie die Leitung über Ternitz auf 150 %. Dies zeigt den Kaskadeneffekt.

Es wird nun angenommen, dass zuerst die am höchsten belasteten 220-kV-

Leitungen im Osten abgeschaltet werden (Bild 3.8). Hierdurch kommt es zu einem

Spannungszusammenbruch und es entsteht ein großflächiger Blackout im Süden

Österreichs (Bild 3.9).

Die Donauschiene ist weiterhin hoch überlastet und es ist wahrscheinlich dass auch

diese Regionen vom Blackout betroffen sind.

Dass es in der Realität nicht zum Blackout gekommen ist, liegt an einem speziellen

Sicherheitssystem in Österreich. Hierbei werden ständig die Leitungsbelastungen

gemessen und über einem zentralen Computer in Wien werden bei Überlastungen

die Verbindungsleitungen nach Tschechien abgeschaltet, um die Flüsse zu

begrenzen.

25

Wien

<100% <110% <120% <130% >90<90<80<60% >130% <70



Ausfall 220kV Ernsthofen - Weissenbach (201B) [1Ca]

206%150%

144%

Bild 3.8 Leistungsfluss nach Ausfall eines Systems der Leitung Ernsthofen-

Weißenbach wegen Überlastung

Wien

<100% <110% <120% <130% >90<90<80<60% >130% <70



Ausfall 220kV Ersnsthofen - Weissenbach (201B+202) [1Ea]

Lienz - Soverzene, Leitungsbelastungen 150 - 220%

76%

Bild 3.9 Blackout im Süden Österreichs

26

Dieses System hat hier funktioniert. Es ist aber nicht sicher, ob bei weiterem Ausbau

der Leitungssysteme und Kraftwerke in den Regionen um Österreich und bei

forciertem Ausbau der Windenergie diese Schutzfunktion zukünftig ausreicht, um

Großstörungen abzuwehren.

Erkenntnis aus der Beinahe-Störung in Österreich:

• Das österreichische Übertragungssystem hat eine unzureichende

Belastungsfähigkeit. Selbst Störungen außerhalb der Landesgrenzen können zu

katastrophalen Effekten führen. Österreichs Versorgungssicherheit ist daher von

zufälligen Vorgängen außerhalb seines Versorgungsraumes abhängig.

• Die geringe Belastbarkeit der vorhandenen alten 220-kV-Leitungen kann zu

kaskadierenden Leitungsabschaltungen mit Blackout führen.

• Simulationsrechnungen haben gezeigt, dass ein Schließen des 380-kV-Ringes mit

Leitungen mit ausreichender Übertragungskapazität (Leiterquerschnitten) in

Salburg und der Steiermark dieses Störereignis sicher verhindert hätte.

• Durch den steigenden Strombedarf in Europa ist zukünftig mit einem stärkeren

Ausbau der Übertragungsnetze und der Erzeugungskapazitäten zu rechnen. Der

Ausbau der Windenergie wird zusätzlich weitere starke Netzbelastungen mit

verminderter Planbarkeit ergeben.

• Das österreichische Übertragungsnetz muss daher umgehend, entsprechend der

allgemeinen Netzentwicklung in Europa ertüchtigt werden, sonst werden die

Wahrscheinlichkeiten für Großstörungen immer größer.

• Das österreichische Übertragungsnetz kann nicht durch dezentrale Mikrogrids

ersetzt werden, da es zur Übertragung der Wasserkraft, für die Anbindung und

Übertragung der nationalen und internationalen Windenergie, für den

interregionalen Ausgleich von dezentralen Erzeugungsanlagen und für die

großflächige Bereitstellung von Regel- und Ausgleichsenergie benötigt wird.

3.5 Störung vom 4. November 2007 im UCTE-Netz

Diese Störung zeigt, wie empfindlich das UCTE-Netz mittlerweile für Überlastungen

wegen ungenügenden Netzausbaus mittlerweile geworden ist. Am 4. November

27

2006 sollte das Kreuzfahrtschiff „Norwegian Pearl“ aus der Meyerwerft über den

Ems-Kanal in die Nordsee bugsiert werden. Wegen ungenügender

Sicherheitsabstände wurde hierzu die den Emskanal überspannende 380-kV-

Doppelleitung Diele-Conneford um 21:38 Uhr vorsorglich abgeschaltet. Durch

unvorhergesehene Verzögerungen beim Bugsieren musste die Abschaltung

längerfristig aufrecht erhalten bleiben.

Hierbei kam es zur Überlastung von benachbarten Leitungen insbesondere durch

nicht planbare Änderung der Windeinspeisung. Um 22:10 Uhr kam es schließlich zur

Auslösung von mehreren Leitungen wodurch sich das UCTE-Netz in drei Inseln

aufspaltete (Bild 3.10). Österreich war hiervon direkt betroffen, indem die Leitungen

der Donauschiene in einen westlichen und östlichen Teil aufgetrennt wurden.

Ein vollständiger Blackout konnte durch Unterfrequenz-Lastanpassung und durch

Regelung von schnell reagierenden Kraftwerkskapazitäten verhindert werden.

Die Störung zeigt, dass in Europa die Netzreservekapazitäten bereits so gering

geworden sind, dass sich die Abschaltung einer einzelnen Doppelleitung zu einer

Grosstörung ausweiten kann. Durch den weiteren Ausbau der Windenergie wird

dieses Problem noch größer werden, da die Leistungseinspeisung der

Windenergieanlagen kaum längerfristig planbar ist.

Bild 3.10 Bildung von drei Inselnetzen bei der Störung vom 4.11.2007 [UCTE]

28

Ergebnisse:

Die Ergebnisse der Untersuchungskommission der UCTE haben bestätigt, dass die

N-1-Sicherheit zum Zeitpunkt der Störung ungenügend war. Weiterhin wurde

bemerkt, dass wegen des risikoreicheren Netzbetriebes im UCTE-Netz ein

besonderes Training der System-Operator insbesondere in Richtung

Störungsmanagement und Blindleistungsbilanzierung zur Verhinderung von Voltage

Collapse erforderlich ist.

3.6 Allgemeine Erkenntnisse aus jüngsten Großstörungen

Durch den im Vergleich zum Lastanstieg geringen Netzausbau können

Übertragungsnetze beim unvorhergesehenen Ausfall von Kraftwerken oder

Freileitungen relativ leicht in einen instabilen Zustand geraten.

Wegen unzureichender Netzreserven kann es bald zu Überlastungen mit

kaskadenartigen Ausfällen von Leitungen wegen thermischer Überlastung und zur

Abschaltung von Kraftwerken wegen Unterspannung kommen.

Die planerischen Belastungsrechnungen gelten nur für den Normalbetriebszustand.

Beim Voltage Collapse sind sehr hohe und lange andauernde Überlastungen von

Betriebsmitteln wie Leitungen, Kabel, Transformatoren und Generatoren möglich.

Der Grad der Überlastung wächst ungefähr proportional zur Zahl der ausgefallenen

parallel geführten Leitungen.

Eine ausreichende Versorgungssicherheit kann daher nur durch adäquaten Ausbau

des Übertragungsnetzes mit auch im Störungsfall ausreichenden

Leitungskapazitäten gesichert werden.

4 Zusammenfassung der Ergebnisse

• Der Strombedarf in Österreich und Europa steigt derzeit weiterhin stark an. Durch

Maßnahmen zur Effizienzsteigerung oder zum Energiesparen kann der Anstieg

nur teilweise vermindert werden, da neue Anwendungen hinzukommen wie

29

Elektromobilität, Wärmepumpen, Klimaanlagen, Ausweitung von automatisierten

Produktionsverfahren und verstärkte Nutzung von Informations- und

Kommunikationstechnologie.

• In den letzten 30 Jahren wurde das 220/380-kV-Übertragungsnetz in Österreich

kaum weiter ausgebaut. Es wird derzeit teilweise bis zur thermischen

Übertragungsgrenze ohne ausreichende Reserve (kein n-1-Prinzip mehr)

ausgelastet.

• Österreich benötigt einen 380-kV-Sicherheitsring um transeuropäische Störungen

besser abfangen zu können und ausreichende Übertragungskapazitäten für die

starken Schwankungen der Winderzeugung zu haben.

• Da auch zukünftig kaum sehr viele neue Leitungstrassen verfügbar sein werden,

geht derzeit in Europa die Tendenz zu höheren Leitungsauslastungen mit

Auslegung der Seilbelegungen für 3.000 bis 5.000 A. Die Salzburgleitung

entspricht diesem Standard. Es wird empfohlen eine ausreichende

Dimensionierung der Leiter einzuplanen, da sonst bei Ausbau der benachbarten

Übertragungsnetze bald wieder Engpässe im Österreichischen Netz auftreten

würden.

• Leitungen mit hoher Übertragungskapazität bewähren sich insbesondere bei

beginnenden europäischen Großstörungen, da wegen der größeren thermischen

Kapazitäten längerfristige Überlastungen möglich sind und der System Operator

damit Zeit gewinnt, um Abhilfemaßnahmen (Hochfahren von Kraftwerken,

Blindleistungsmanagement, vorübergehende Lastanpassung) durchzuführen. Eine

Analyse der jüngsten internationalen Großstörungen zeigt, dass die Störungen

immer durch ungenügende Übertragungskapazität zustande kamen und dass

daher der Spannungszusammenbruch (Voltage Collapse) das häufigste

Störungsphänomen ist.

• Wie die Störung in Auckland 1998 gezeigt hat, bei der vier 110-kV-Kabel

nacheinander wegen Überlastung ausgefallen sind und die Energieversorgung für

mehr als fünf Wochen unterbrochen war, können Kabel bei längerfristig

ausbleibendem Regen und damit verbundener Bodenaustrocknung zu

Überlastung neigen. Die Reparatur von großen Kabellängen kann von Monaten

bis zu einem Jahr dauern. Freileitungen können (auch durch rasche Aufstellung

von Notgestängen) in sehr viel kürzerer Zeit repariert werden.

30

• Ein Nachteil von Freileitungen ist die Störanfälligkeit bei Sturm und Aneisung.

Diese Wettererscheinungen sind aber selten und meistens nur lokal begrenzt in

ihren Auswirkungen. Die Reparatur ist im Extremfall in wenigen Tagen möglich im

Vergleich zu Wochen oder Monaten beim Ausfall von 380-kV-Kabelsystemen.

Die 380-kV-Salzburgleitung ist als Teil des österreichischen 380-kV-Ringes von hoher Bedeutung für die Versorgungssicherheit und für eine nachhaltige Energieversorgung Österreichs. Thermische Probleme und lange Reparaturzeiten sowie hohe Kosten sprechen gegen eine Realisierung einer 380-kV-Teilverkabelung. Es wird die Realisierung einer 380-kV-Freileitung empfohlen, die im Betrieb, bei Großstörungen und beim Netzwiederaufbau deutliche Vorteile gegenüber Kabeln aufweist.

Univ.-Prof. Dr. Günther Brauner

TU Wien

31

32

5 Literatur [Argaut] Argaut, P., Mikkelsen, S.: New 400 kV unterground cable system project in Jutland (Denmark). JICABLE ’03, International Conference on Isolated Power Cables. [Auckland] Auckland Power Supply Failure. The Report of the Ministrial Inquiry into the Auckland Power Supply Failure. Ministry of Commerce of New Zealand, July 1998. [Brauner] Brauner, G., Berger, M.: Masterplan Österreichs. Interner Bericht, Verbund-Austrian Power Grid, 2004. [Brauner, WEC] Brauner, G.: Störungsursachen und Sicherheitsanforderungen in Übertragungssystemen. Vortrag am World Energy Council Workshop an der TU Wien “Blackout in Energy Systems” am 3. Dezember 2003. [EPRI, Gellings] Clark W. Gellings: The Mid-West and Northeast Blackout of 2003. Vortrag am World Energy Council Workshop an der TU Wien “Blackout in Energy Systems” am 3. Dezember 2003. [EWIS] European Wind Integration Study [EWIS]: Towards a Successful Integration of Wind Power into the European Grids. Final Report 2007-1-15. European Transmission System Operators. [Reisinger] Reisinger, H.: Stand der 380-kV-Kabeltechnologie - Datenblätter für Kabel mit Leiterquerschnitten von 2500 mm2 Cu. (18.11.2007). [UCTE, Press Release] UCTE Press Release 27 October 2003: Interim Report on the Investigation Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy. [UCTE Report] UCTE Interim Report on the Investigation Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy. [VDI-Wärmeatlas] Berechnungsblätter für die Wärmeübertragung. 6. Auflage, 1991.


Beilage 6 Stellungnahme des Institutes für Elektrische von Anlagen der Technischen Universität Graz zur KEMA-Studie zur Teilverkabelung der Salzburg-Leitung von Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Lothar Fickert und Ao.Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Herwig Renner

Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Lothar Fickert Institut für Elektrische Anlagen Postadresse Inffeldgasse 18/I 8010 Graz, Österreich Fachgebiete

• Energienetze, Elektrische Energiesysteme • Planung und Betrieb elektrischer Energiesysteme • Anlagentechnik • Schutz und Versorgungssicherheit elektrischer Energiesysteme • Risikomanagement • Internationale Normung

Ao.Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Herwig Renner Institut für Elektrische Anlagen Postadresse Inffeldgasse 18/I 8010 Graz, Österreich Fachgebiete

• Energienetze, Elektrische Energiesysteme • Planung und Betrieb elektrischer Energiesysteme • Regelung und Stabilität elektrischer Energiesysteme • Spannungsqualität und Versorgungszuverlässigkeit

IINNSSTTIITTUUTT FFÜÜRR EELLEEKKTTRRIISSCCHHEE AANNLLAAGGEENN

A - 8010 GRAZ, Inffeldgasse 18 Telefon: (+43 316) 873 - 7550 Telefax: (+43 316) 873 - 7553

Institutsvorstand: Univ.-Prof. Dr. Lothar Fickert

Stellungnahme des Institutes für Elektrische Anlagen der Technischen Universität Graz zur

KEMA-Studie zur Teilverkabelung der Salzburg-Leitung

Projekt Nr.: 2008-05

Wissenschaftliche Ausarbeitung:

Univ.-Prof. Dr. Lothar Fickert

Ao. Univ. Prof. Dr. Herwig Renner

Datum: April 2008

Inhalt

1. Einleitung.........................................................................................................................3 2. Belastbarkeit von Höchstspannungskabeln.....................................................................4

2.1. Angaben über Belastbarkeit in Kema-Studie...........................................................4 2.2. Berechnung der Belastbarkeit nach ABB Cable User Guide...................................5 2.3. Praktisch ausgeführte Höchstspannungskabelprojekte mit großem Querschnitt ....6 2.4. Schlussfolgerungen: ................................................................................................6

3. Nichtverfügbarkeit unter Berücksichtigung ungeplanter und instandhaltungsbedingter Abschaltungen.......................................................................7

3.1. (n-1)-Sicherheit ........................................................................................................7 3.2. Zuverlässigkeitsanalyse...........................................................................................8 3.3. Zuverlässigkeitsdaten..............................................................................................9 3.4. Systemvergleich hinsichtlich Nichtverfügbarkeit....................................................12

4. Schutztechnik, Fehlerklärung, Automatische Wiedereinschaltung (AWE, Kurzunterbrechung)......................................................................................................15

5. Literatur .........................................................................................................................19

Stellungnahme des Institutes für Elektrische Anlagen der Technischen Universität Graz zur KEMA-Studie zur Teilverkabelung der Salzburg-Leitung

3

1. Einleitung In der vorliegenden Stellungnahme werden die Aussagen der „KEMA-Studie“ bezüglich offensichtlicher Inkonsistenzen überprüft. Es erfolgt keine detaillierte wissenschaftliche Analyse mit eigenen Untersuchungen. Folgende Bereiche werden untersucht:

• Belastbarkeit von Höchstspannungskabeln

• Nichtverfügbarkeit unter Berücksichtigung ungeplanter und instandhaltungsbedingter Abschaltungen

• Schutztechnik, Fehlerklärung, Kurzunterbrechung

Die Stellungnahme und allfällig zitierte Seitenangaben beziehen sich auf die Kema Studie

Gutachten zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380-kV-Leitung ,,St. Peter - Tauern" im Bundesland Salzburg, Bericht-Nr.: 07-42746.01-C, Dresden , 27. Januar 2008,

Bearbeiter Dipl.-lng. Jörg Zillmer KEMA IEV Dresden e.a.

Die Studie wurde in eingescannter Version dem Institut für Elektrische Anlagen der TU Graz von Verbund APG zur Verfügung gestellt.


4

2. Belastbarkeit von Höchstspannungskabeln 2.1. Angaben über Belastbarkeit in Kema-Studie

Tabelle 3.1, Seite 47: Dauerstrom 2500 A bei 2500 mm² Kabel

Fußnote Kema:

" 1) Bemessungsstrom ist abhängig von mehreren Parametern, wie z. B. Legetiefe, Art des Bettungsmaterials und kann auch höhere Werte haben (Kapitel 3.4.2)"

Text Kema (Seite 48):

"Der in Tabelle 3-1 für das Kabel aufgeführte Bemessungsstrom entspricht einem praktisch erreichbaren Wert, jedoch sind die entsprechenden Randbedingungen nicht mit aufgeführt."

Kommentar IfEA: Der Wert von 2500 A in Tabelle 3.1 ist nicht nachvollziehbar. Es ist nicht ersichtlich, für welche Randbedingungen der Bemessungsstrom gilt.

Abbildungen 3.21 und 3.22 (Seite 89, 90)

Text Kema (Seite 88)

"Die Beispiele sollen den grundsätzlichen quantitativen Einfluss verschiedener Parameter darstellen, wodurch kein unmittelbarer Bezug zu einem konkreten Querschnitt vorgenommen wird."

Kommentar IfEA: Damit ist auch aus diesen Abbildungen keine Aussage über die Belastbarkeit eines 380 kV-Kabels mit einem Querschnitt von 2500 mm² abzuleiten

Abbildung 3.23 (Seite 91)

Text Kema Seite 90

"Eine Kombination der Ergebnisse aus Bild 3-21 und Bild 3-22 mit speziellem Zuschnitt auf ein Kabel mit einem Querschnitt von 2.500 mm2 führt zu nachfolgender dreidimensionaler Darstellung (Bild 3-23). Bei der Simulation wurde von 2 parallelen Systemen mit einem Leitermittenabstand von 0,5 m ausgegangen."

Text Kema Seite 90

"Bei einer Legetiefe von 1,2 m und einem spezifischen Erdwärmewiderstand von 0,5 Km/W kann bei Parallelverlegung von zwei Systemen eine Strombelastbarkeit von größer 3.000 A je System erreicht werden."

Kommentar IfEA: Aus Abb. 3.23 ist abzulesen, dass bei 1,2 m Verlegetiefe und einem thermischen Erdbodenwiderstand von 0,5 Km/W eine Belastbarkeit von ca. 2200 A zu erreichen ist. Eine Strombelastbarkeit über 3000 A ist laut Abb. 3.23 nur bei einem thermischen Erdbodenwiderstand kleiner 0,3 Km/W erreichbar.

Prinzipiell können aus einem dreidimensional dargestellten Diagramm die Ergebniswerte nur sehr ungenau abgelesen werden, ein tabellarisches Ergebnis bzw. Details zur Berechnung der Belastbarkeit sind in der Studie nicht dargestellt.


5

Text zu Belastungsfaktor (Seite 91)

lm Falle der Salzburgleitung ist jedoch von einer typischen alternierenden Belastung mit dem entsprechenden Belastungsfaktor vom m = 0,7 auszugehen.

Kommentar IfEA: Eine Auswertung des Lastganges der bestehenden 220 kV-Leitung St. Peter-Salzach ergibt tägliche Lastfaktoren - berechnet aus Halbstundenmesswerten -, die zwischen 0,7 und 0,9 liegen. Es zeigte sich weiters, dass speziell bei hoher Grundbelastung auch die hohen Lastfaktoren auftraten. Bei der Bemessung des Kabels ist daher der Lastfaktor mindestens mit m= 0,9 anzusetzen.

Üblicherweise werden international bei der Übertragungsnetzplanung Lastfaktoren zwischen 0,9 und 1 angesetzt.

2.2. Berechnung der Belastbarkeit nach ABB Cable User Guide

Für 2 Systeme (2,7 m Mittenabstand, 1,2m Verlegetiefe, 0,5m Phasenabstand, 0,5Km/W Therm. Widerstand, ebene Verlegung, 2500 mm², Cross-Bonding) ergibt sich eine Belastbarkeit von 2454 A. Anm.: ABB gibt Korrekturfaktoren für thermische Bodenwiderstände nur bis 0,7 Km/W an,

der Korrekturfaktor für 0,5 Km/W musste daher für diese Berechnung durch Extrapolation ermittelt werden.

Quelle: ABB XLPE Cable Systems, User's Guide, rev. 2


6

2.3. Praktisch ausgeführte Höchstspannungskabelprojekte mit großem Querschnitt

Tokyo Madrid London Milano

Querschnitt mm² 2500 2500 2500 2000

Länge 39,8 12,8 20 8,4

Verlegung Tunnel Tunnel Tunnel Erdverlegt

Leistung/System MVA 900 1720 (Winter)1390

(Sommer)

1600 1050

Zwangsgekühlt ja ja nein

Spannung 500 400 400 380

Systeme 2 (zukünftig 3) 2 1 (zukünftig 2) 2 (Doppelkabel)

Verlegetiefe cm - - - 170

Abstand cm ? 50 ? ?

Strom A 1039 2483 2309 1600

2000* * umgerechnet auf 2500 mm²

Quelle: [Jicable07], "Large Projects of EHV Underground Cable Systems"

2.4. Schlussfolgerungen:

• Bei ausgeführten Projekten werden Dauerströme von mehr als 2000 A bei 2500 mm² nur bei Tunnelverlegung und Zwangsbelüftung erreicht.

• Bei Erdverlegung werden mehr als 2000 A bei 2500 mm² nur bei extrem günstigen Verlegebedingungen (geringe Verlegetiefe, extrem geringer thermischer Bodenwiderstand) erreicht.

• Die Annahme von Belastungsströmen größer als 3000 A bei einem Querschnitt von 2500 mm² ist unrealistisch.


7

3. Nichtverfügbarkeit unter Berücksichtigung ungeplanter und instandhaltungsbedingter Abschaltungen

3.1. (n-1)-Sicherheit

Für die Beurteilung der Sicherheit eines Übertragungsnetzes bei Ausfall von Netzelementen ist das so genannte (n-1)-Netzsicherheitskriterium der derzeitige Stand der Technik. Sowohl das UCTE Operation Handbook als auch die „Technischen und organisatorischen Regeln für Betreiber und Benutzer von Übertragungs- und Verteilnetzen gemäß ElWOG“ [TOR2006] fordern im Betrieb des Übertragungsnetzes und in der Ausbau- und Betriebsplanung die Einhaltung des (n-1)-Kriteriums. Das (n-1)-Kriterium bedeutet, dass in allen Betriebssituationen der Ausfall eines Betriebsmittels (ein Stromkreis einer Leitung, Transformator, Kraftwerksblock, Kompensationseinrichtung usw.) in den benachbarten Netzbereichen weder zu einer Einschränkung der Funktion noch zu einer Versor-gungsunterbrechung führen darf. Dies bedeutet, dass durch den Ausfall

• keine unversorgten Teilgebiete entstehen dürfen (Inselnetze bzw. "Isolated Areas"),

• dass das Spannungsniveau eingehalten werden muss,

• dass die Strombelastungen der Leitungen und Transformatoren den zulässigen Grenzstrom nicht überschreiten dürfen und

• dass es schließlich zu keiner Ausweitung der Störung kommen darf.

Eine gewisse Sicherheitsreserve ist durch die temporäre Überlastungsmöglichkeit von kon-ventionellen Betriebsmitteln gegeben. Freileitungen können aufgrund der thermischen Trägheit einige Minuten mit Überlast betrieben werden, ohne dass die zulässigen Maximaltemperaturen der Leiterseile überschritten werden.

Nach einer Störung ist ein (n-1)-sicherer Zustand so schnell wie möglich wieder herzustellen um zu vermeiden, dass ein weiterer Netzfehler zu einer Gefährdung der Versorgungssicherheit führt. Somit stellt die Reparaturzeit der Betriebsmittel einen wesentlichen Parameter zur Beurteilung der (n-1)-Sicherheit dar. Haß e.a. [Haß1981] gehen davon aus, dass Kabel wegen der langen Reparaturzeiten in die (n-1)-Überprüfung nicht unmittelbar mit einbezogen werden sollen, sondern der Ausfall eines Kabels als eigene Ausgangssituation zu berücksichtigen ist. Diese Meinung wird von den Gutachtern geteilt.


8

3.2. Zuverlässigkeitsanalyse

Die probabilistische Zuverlässigkeitsanalyse hat den Vorteil, dass unterschiedliche Netzausbauvarianten quantitativ hinsichtlich ihrer Verfügbarkeit verglichen werden können. Zuverlässigkeit ist nach DIN 40041 definiert als die Fähigkeit einer Betrachtungseinheit (Komponente oder Systems), für ein bestimmtes Zeitintervall unter vorgegebenen Bedingungen eine geforderte Funktion zu erfüllen.

Basis für die Zuverlässigkeitsberechnung eines Systems bilden die Zuverlässigkeitskenngrößen (Ausfallhäufigkeit H in 1/a, mittlere Ausfalldauer T in h) der einzelnen Komponenten (z.B. Freileitung, Kabel, Schaltfeld). Die Ausfallwahrscheinlichkeit P berechnet sich aus dem Produkt von Ausfallhäufigkeit und Ausfalldauer.

P H T= ⋅

Für die Zuverlässigkeit eines Systems, das aus der Serienschaltung einzelner Komponenten besteht, ist für die Funktion des Gesamtsystems die Funktion jeder einzelnen Komponente notwendig.

Für niedrige Ausfallhäufigkeiten Hi und Ausfalldauern Ti, die sehr viel kleiner als die dazugehörigen mittleren Betriebsdauern sind, gilt näherungsweise

gesges i ges i i i ges

i i i ges

PH H P P H T T

H= = = ⋅ =∑ ∑ ∑

Der Zustand "außer Betrieb" einer Komponente bzw. eines Systems kann durch

• eine ungeplante Abschaltung z.B. infolge eines Netzfehlers, oder durch

• eine geplante Abschaltung z.B. wegen Revisionsarbeiten

erfolgen.

Der Zeitpunkt einer ungeplanten Abschaltung kann naturgemäß nicht vorausgesagt werden, die Abschaltdauer wird durch die Dauer der Reparatur der Komponente vorgegeben. Aus den langjährig geführten Betriebsmittelstatistiken lassen sich die Zuverlässigkeitskenngrößen der einzelnen Komponenten ermitteln. In der folgenden Tabelle sind die Daten der VDN-Störungsstatistik für 380 kV-Komponenten zusammengefasst. Da die Datenbasis für 380 kV-Kabel äußerst gering ist, wurden zur Verbesserung der statistischen Aussage die Kenngrößen von 220 kV-Kabeln von VDN und weiteren Quellen hinzugefügt.

Der Zeitpunkt einer geplanten Abschaltung wird üblicherweise an die betriebliche Situation (z.B. Lastsituation) angepasst und mit geplanten Abschaltungen anderer Betriebsmittel koordiniert. Die Dauer einer geplanten Abschaltung kann meist bei Bedarf verkürzt werden (Wartungsabbruch). Üblicherweise wird dafür Sorge getragen, dass das Netz trotz geplanter Abschaltungen (n-1)-sicher betrieben wird.

In dem Kema-Gutachten werden die Nichtverfügbarkeiten infolge geplanter und ungeplanter Abschaltungen gleich bewertet und addiert. Aus den angeführten Gründen ist ersichtlich, dass geplante und ungeplante Abschaltungen keineswegs gleichwertig für die Betriebsführung eines Netzes zu sehen sind und eine Addition damit unzulässig ist.


9

3.3. Zuverlässigkeitsdaten

In der folgenden Tabelle sind für Freileitungen, Kabel, Drosselspulen und Abgangsfelder die charakteristischen Daten für die ungeplante (stochastische) Nichtverfügbarkeit bei unabhängigen Einfachfehlern angeführt.

Komponente Nenn–spannung

Quelle Ausfall-häufigkeit 1/km Systemlänge und Jahr

mittlere Ausfall-dauer h

Nichtver-fügbarkeit

h/Jahr

Freileitung 380 kV [VDN2004] 0,00427 3,343 0,0143

Kabel 220 kV [CAN2004] 0,0088 187,9 1,654

Kabel 220 kV [VDN2004] 0,0670 15,7 1,049

Kabel 400 kV [TRANS2005] opt. 0,0028 265,0 0,742

Kabel 400 kV [TRANS2005] pess. 0,0100 240,0 2,400

Kabel 380 kV [VDN2004] 0,0049 201,2 0,986

Kabel 220-400 kV [EC2003] 0,0007 k.A. k.A.

Kabel 220-400 kV Medianwert 0,0069 201,2 1,511

Komp.-Drossel 220 kV [CAN2004] 0,0197 66,2 1,304

Abgangsfeld 380 kV [VDN2004] 0,0456 19,65 0,895

Es ist zu erkennen, dass die Ausfallhäufigkeit von Höchstspannungsfreileitungen in der selben Größenordnung wie die von Höchstspannungskabeln liegt.

Die mittlere Ausfalldauer (Reparaturdauer) liegt bei Höchstspannungskabeln um den Faktor 60 höher als bei Höchstspannungsfreileitungen.

Common Mode Fehler, also der gleichzeitige Ausfall beider Systeme aufgrund einer einzigen Ursache (Erdrutsch, Mastbruch, ...) werden in [VDN2004] für 400 kV-Freileitungen mit einer Häufigkeit von 0,00028 Ereignissen pro km und Jahr und einer mittleren Dauer von 6,6 h angegeben. Für Höchstspannungskabel werden in [VDN2004] aufgrund mangelnder Daten keine Werte für Common Mode Fehler angegeben. Die derzeitigen Erfahrungen beschränken sich im Wesentlichen auf Kabelstrecken in städtischem Gebiet. Bei Überlandtrassen – speziell in alpinem und voralpinem Gelände wie im Beispiel der Salzburgleitung - muss jedoch sehr wohl auch mit Common Mode Ausfällen infolge von Erdrutsch, Überschwemmung oder ähnlichen Ereignissen gerechnet werden.

Prinzipiell muss festgehalten werden, dass sich die Erfahrungen bezüglich der mittleren Reparaturdauern von Hochspannungskabeln in erster Linie auf eine Verlegung im städtischen Bereich beziehen. Mutmaßlich können im ländlichen Bereich bei schwierigeren Geländeverhältnissen auch deutlich höhere Reparaturdauern auftreten.


10

Geplante Abschaltungen infolge von Revisions- und Wartungsarbeiten

Freileitung (Quelle APG)

Klemmen- Armaturen- und Isolatorenrevision:

Vor Ablauf der Garantie und danach etwa alle 10 Jahre werden etwa 10% der Klemmen untersucht. Die Dauer beträgt ca. 12 Tage für 100 km Leitungssystem. Daraus folgt eine

mittlere jährliche Nichtverfügbarkeit von 12 8h 9,6h /(a,100km)10a⋅

=

Korrosionsschutz:

Mastkörper und Ausleger werden bei 380kV-Leitungen üblicherweise ohne Abschaltung gestrichen. Bei notwendigen Abschaltungen liegt die Wiederzuschaltbereitschaft bei einer 380 kV-Leitung der APG im Falle von Beschichtungsarbeiten am Mast zwischen 1 und 2 Stunden.

Seilzug und Armaturentausch:

Ab 50-60 Jahren werden die Seile geprüft und abhängig vom Ergebnis gegebenenfalls getauscht. Pro Tag werden etwa 2,5 km für ein Doppelsystem gerechnet. Geht man davon aus, dass die Leitung durchgehend (auch außerhalb der Arbeitszeit) abgeschaltet bleibt, folgt eine mittlere jährliche Nichtverfügbarkeit für je System von 24h 100km 1 9,6h /(a,100km)50a 2,5km 2

⋅ ⋅ =

In [TRANS2005] wird für 400 kV Freileitungen für Wartungsarbeiten pauschal von einer geplanten Nichtverfügbarkeit von 9-16 Stunden pro Jahr und 100 km pro System ausgegangen.

Kabel

Hinsichtlich Abschaltungen zu Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten muss bei einem 100 km langen 400 kV Kabel im Mittel mit einer geplanten Nichtverfügbarkeit von 20-40 Stunden im Jahr pro System gerechnet werden [TRANS2005]. Die Wartungsarbeiten für VPE-Kabel enthalten regelmäßige Isolationsprüfungen, Überprüfungen der Kabelmantelerdungen, Überprüfungen der Überspannungsableiter in cross-bonding-boxes, Überprüfung von Muffen, Reinigung der Isolatoren von Kabelendverschlüssen, Überprüfung der Erdungsverhältnisse. Es kann davon ausgegangen werden, dass ähnlich wie im Fall der Freileitung ein Wartungsabbruch und Wiedereinschaltung innerhalb von 1-2 Stunden möglich ist.

Nach ca. 40 Jahren ist mit einem Ersatz der VPE-Kabel zu rechnen. Laut Kema-Gutachten (Seite 216) ist für einen 1000 m langen Abschnitt unter Berücksichtigung verstärkter Personalkräfte eine Zeitspanne bis zur Wiederinbetriebnahme von 6 Wochen anzusetzen. Geht man optimistisch davon aus, dass 8 Arbeitsgruppen parallel arbeiten, folgt für ein System und 100 km eine mittlere jährliche Nichtverfügbarkeit von 6 7 24h 1100km 315h /(a,100km)

40a 8⋅ ⋅

⋅ ⋅ = .


11

Nichtverfügbarkeit in Stunden/Jahr und 100 km je System

Freileitung VPE-Kabel

regelmäßige Wartungsarbeiten

9-16 [ETRANS2005] 9,6 [APG]

20-40 [ETRANS2005]

Systemersatz (Kabeltausch, Seiltausch)

9,6 [APG] 315 [Basis KEMA]

Die Nichtverfügbarkeit einer Höchstspannungsfreileitung und eines Höchstspannungskabels infolge laufender Wartungsarbeiten liegt in derselben Größenordnung. Für beide Fälle besteht im Bedarfsfall die Möglichkeit eines Wartungsabbruchs und einer raschen Wiederinbetriebnahme der Leitung.

Bei Berücksichtigung von Erneuerungsarbeiten (Kabelersatz nach 40 Jahren bzw. Seiltausch nach 60 Jahren wenn überhaupt erforderlich) zeigt sich, dass die daraus resultierende mittlere jährliche Nichtverfügbarkeit von Höchstspannungskabeln ca. um den Faktor 30 höher liegt als bei Höchstspannungsfreileitungen.

Weiters können die Seiltauscharbeiten bei Freileitungen im Bedarfsfall innerhalb weniger Tage abgebrochen und die Leitung in Betrieb genommen werden. Im Falle von Kabeltauschmaßnahmen ist ein Arbeitsabbruch und eine Wiederinbetriebnahme erst nach einigen Wochen möglich. Dies erhöht das Betriebsrisiko erheblich.


12

3.4. Systemvergleich hinsichtlich Nichtverfügbarkeit

In der KEMA-Studie wird die Nichtverfügbarkeit nur für den Anteil der Leitung, der sich im Bundesland Salzburg befindet, durchgeführt. In der vorliegenden Stellungnahme des Instituts für Elektrische Anlagen wird die Nichtverfügbarkeit des gesamten Systems inklusive der Abgangsfelder in den Umspannwerken analysiert. Daher beziehen sich die Angaben im Gegensatz zu der KEMA-Studie auf die gesamte Leitungsverbindung von UW ST. Peter bis UW Tauern.

Es werden folgende Ausbauvarianten für die Salzburgleitung hinsichtlich der Nichtverfügbarkeit analysiert:

Variante 1: Durchgehende 2-systemige Freileitung mit den Abschnitten

• St. Peter-Salzach Neu 46 km

• Salzach-Pongau 70 km

• Pongau-Tauern 45 km

insges. 12 Schaltfelder

Variante 2: Teilverkabelung mit den Abschnitten

• St. Peter-Landesgrenze 31 km Freileitung

• Landesgrenze-Salzach Neu 15 km Kabel

• Salzach Neu-Koppl 11 km Kabel

• Koppl-Adnet 15 km Freileitung

• Adnet-Vigaun 5 km Kabel

• Vigaun-Pongau 39 km Freileitung

• Pongau-Tauern 45 km Freileitung

2-systemige Freileitung,

2-systemiges Kabel mit 2500 mm² Querschnitt

insges. 12 Schaltfelder, 3 Kompensationsdrosseln

Variante 3: Teilverkabelung mit den Abschnitten wie Variante 2

2-systemige Freileitung,

2-systemige Kabelabschnitte mit je 2 Kabel mit 1600 mm² Querschnitt pro Phase parallel, keine zusätzlichen Trenner


Variante 4: Teilverkabelung mit den Abschnitten wie Variante 2

2-systemige Freileitung

3-systemige Kabelabschnitte Kabel mit 2500 mm² Querschnitt und Schaltanlage am Übergang Freileitung-Kabel



13

Analyse 1 Untersucht wird der Eintritt des (n-1)-Falles, d.h. der Ausfall eines Leitungssystems auf der Gesamtstrecke zwischen St. Peter und Tauern (Ausfall eines Freileitungsabschnittes oder Ausfall eines Kabelabschnittes oder Ausfall von mind. 2 Drosselspulen unter der Annahme, dass bei Ausfall nur einer Drossel alle Leitungssysteme weiter betrieben werden können)

Variante 1 Variante 2 Variante 3 Variante 4

Ausfallhäufigkeit 1/a 1,75 1,91 2,46 2,62

Ausfalldauer h 6,8 54,6 92,1 61,2

Nichtverfügbarkeit h/a 11,9 104,0 227,0 160,2

In den Varianten 2 bis 4 wird die Wahrscheinlichkeit eines (n-1)-Falles der gesamten Leitung im Wesentlichen durch die Nichtverfügbarkeit der Kabelabschnitte bestimmt. Die Nichtverfügbarkeit eines Systems der Doppelleitung liegt bei den Teilkabelvarianten deutlich über der Nichtverfügbarkeit der Freileitungsvariante.

Analyse 2 Untersucht wird

• der Ausfall beider Freileitungssysteme (alle Varianten)

• beider Kabelsysteme (Variante 2)

• der gleichzeitige Ausfall von mind. 1 Leiter in beiden Kabelsystem (Variante 3)

• der Ausfall von mindestens 2 von 3 Kabelsystemen (Variante 4)

an einem beliebigen Teilstück zwischen St. Peter und Tauern. Berücksichtigt wurde das gleichzeitige Auftreten zweier unabhängiger Einzelfehler sowie der Common Mode Fehler. Für Common Mode Fehler bei der Kabelstrecke wurde eine Häufigkeit von 0,00014 Fehler pro Jahr und km (50% von der Häufigkeit von Freileitungs-CM-Fehlern) sowie eine optimistische Reparaturdauer von 400 Stunden angenommen (doppelter Wert der Reparaturdauer bei Einfachfehler).

Variante 1 Variante 2 Variante 3 Variante 4

Ausfallhäufigkeit 1/a 0,05 0,04 0,05 0,05

Ausfalldauer h 6,6 37,6 40,8 36

Nichtverfügbarkeit h/a 0,3 2,12 2,51 2,09

Die Ergebnisse werden in erster Linie durch die Common Mode Fehler geprägt, der Anteil an der Nichtverfügbarkeit durch zwei gleichzeitige unabhängige Einzelfehler ist von untergeordneter Bedeutung. Die Nichtverfügbarkeit der Teilkabelvarianten wird vor allem durch die hohe Kabelreparaturdauer bestimmt und liegt deutlich über der Nichtverfügbarkeit der Freileitungsvariante.


14

Die angegebene mittlere Ausfalldauer für die Varianten 2 bis 4 klingt mit 36 bis 40 Stunden im ersten Moment nicht dramatisch, es ist aber zu berücksichtigen, dass sich diese als gewichteter statistischer Mittelwert der Reparaturdauern von Freileitungsfehlern und Kabelfehlern zusammensetzt. Im konkreten Einzelfall eines Common-Mode-Kabelfehlers muss mit einer mittleren Reparaturdauer bzw. Nichtverfügbarkeit der Leitung von 400 Stunden gerechnet werden.


15

4. Schutztechnik, Fehlerklärung, Automatische Wiederein-schaltung (AWE, Kurzunterbrechung)

Zur Analyse der netzschutztechnischen Fragen der Schutztechnik, Fehlerklärung, Automatischen Wiedereinschaltung (AWE, Kurzunterbrechung) werden folgende Abschnitte der KEMA-Studie herangezogen:

o Kapitel 3.4.4 „Besonderheit AWE bei Teilverkabelung“

o Kapitel 3.7.5.3 Wiedereinschaltung der Leitung nach Fehler

4.1. Automatische Wiedereinschaltung (AWE, Kurzunterbrechung)

Hinsichtlich der Automatischen Wiedereinschaltung (AWE, Kurzunterbrechung) ist festzuhalten, dass die grundsätzliche Darstellung der Funktion der AWE technisch korrekt erfolgt.

Ebenso ist die vertretene Auffassung, dass eine Automatische Wiedereinschaltung (AWE, Kurzunterbrechung) in reinen Kabelnetzen weder sinnvoll noch praktiziert wird, technisch korrekt.

Die in der KEMA-Studie geforderte Beibehaltung des AWE-Prinzips bei Leitungen, die sowohl aus Freileitung als auch aus Kabeln bestehen ist im Sinne einer hohen Versorgungssicherheit als technisch korrekt einzustufen.

Bezüglich der Detailberechnung ist in Abbildung 3-26 („Erfolgreiche AWE-Zyklen auf APG-Freileitung (vergleichbarer Trassenverlauf) über den Zeitraum von sechs Jahren, bezogen auf 100 km und Jahr“) ist bei der numerischen Auswertung allerdings nur von einem „vergleichbaren Trassenverlauf“ die Rede, so dass das konkrete, zu erwartende Störungsgeschehen nicht korrekt wiedergegeben wird.

4.2. Leitungsschutz

Die in der KEMA-Studie konzeptionell vorgeschlagene kombinierte Anwendung von Längsdifferenzialschutz und Distanzschutzes ist technisch korrekt und grundsätzlich realisierbar.

Hinsichtlich der Selektivität des Distanzschutzes für Freigabe der AWE bei Freileitungsfehlern und Sperre der AWE bei Kabelfehlern hält die KEMA-Studie fest: „Durch geeignete Parametrierung kann dieser Schutz grundsätzlich so eingestellt werden, dass nur Fehler auf dem zu schützenden Leitungsabschnitt, und diesem Fall nur auf dem Freileitungsabschnitt, zur Abschaltung kommen sollen.“


16

Im Sinne einer kritischen Analyse werden folgende Bemerkungen ergänzt:

Bemerkung 1: Zusätzliche Netzschutzeinrichtungen sind erforderlich.

Grundsätzlich ist die Genauigkeit von Distanzschutzeinrichtungen für eine punktgenaue Abgrenzung zwischen abwechselnden Freileitungs- und Kabelabschnitten nicht ausreichend. Eine streng abschnittsselektive Erfassung der Lage eines Fehlers (Freileitung o d e r Kabel) erfordert nicht nur eigene Stromwandlersätze an den Übergangsstellen, sondern auch für jeden Leitungsabschnitt in Kabelform einen Differentialschutz pro Kabel inkl. Datenverbindung und Stromversorgung.

Bemerkung 2: Zusätzliche Messwandlersätze sind erforderlich.

Es sind zusätzliche Messwandlersätze an den Übergangsstellen Kabel – Freileitung erforderlich: Wenn nämlich keine zusätzlichen Wandler für die Abschnittsortung vorgesehen werden, muss bei der konsequenten Verfolgung der Forderung „AWE für Freileitungen, nicht für Kabel“ ein entsprechend großer unscharfer Übergangsbereich vorgesehen werden, der z.B. bei drei Teilverkabelungsstrecken größen-ordnungsmäßig im Bereich einiger Dutzender km liegt. Eine Zuschaltung würde hier bei einer definitiven Abschaltung zu größeren Verzögerungen und damit einer Herabsetzung der Zuverlässigkeit des Leitungssystems führen.

Bemerkung 3: Ohne zusätzliche Messwandler sinkt die Ortungsgenauigkeit und steigt der

Relais-Aufwand.

Selbst wenn man diese Ungenauigkeit durch entsprechende Akzeptanz entsprechend großer unscharfer Übergangsgebiete akzeptiert, ist mit heutigen Distanzschutzeinrichtungen ohne massive gerätemäßige Erweiterungen dieses Verfahren nur für jeweils eine Kabelstrecke am Anfang bzw. am Ende der Leitung möglich. Zur Sperre der AWE führende Ortungen bei Kabelstrecken in der Mitte eines Leitungszuges erfordern eine deutliche Vermehrung des schutztechnischen Aufwandes, sind aber grundsätzlich möglich. (s. Bemerkung 1)


17

Bemerkung 4: AWE bei Kabelfehlern kann problematisch sein.

An dieser Stelle ist die Notwendigkeit, überhaupt eine AWE im Falle eines Kabelabschnitt-Fehlers zu verhindern, zu hinterfragen:

Wenn man für die gesamte Strecke im Falle eines ein-, zwei- und dreipoligen Fehlers eine AWE, ungeachtet der Ausführungsform der Leitung am mutmaßlichen Fehlerort, zuließe, würde man folgende Resultate erzielen:

1) Bei einem Fehler auf einem Freileitungsabschnitt wird mit einer hohen Wahrscheinlichkeit die Leitung mittels erfolgreicher AWE wieder bespannt.

2) Bei einem Fehler auf einem Kabelabschnitt wird allerdings zwangsläufig eine negative AWE erfolgen.

Für die betroffene Kabelstrecke bedeutet eine solche zwangsläufig negative AWE, je nach Verlegeart, eine nicht zu unterschätzendes Risiko: Solange die Kabel in Erde verlegt sind, gibt es keine mechanisch-thermische Auswirkung eines allfälligen Lichtbogens auf die anderen Leiter am Fehlerort. Wenn die Kabel allerdings nicht in Erde, sondern in einem gemeinsamen Kanal verlegt sind, besteht die Möglichkeit, durch einen Fehlerlichtbogen auch die anderen Leiter zu beschädigen und somit den Schadensumfang erheblich auszuweiten. Abhilfe würde hier eine Lichtbogen-Überwachung bringen – ein Verfahren, das entsprechend den Erfahrungen des Gutachters bei Tunnelkabeln (Kabel in allseits umschlossenen, luftgefüllten Hohlräumen) noch nicht im Einsatz ist und für diesen Zweck erst aufwändig erprobt werden müsste.

Für den Netzbetrieb bedeutet das wegen der nunmehrigen definitiven Auslösung, dass bei Teilverkabelung und einer negativen AWE, da ja auch ein Kabelfehler vorliegen könnte, wegen der unklaren Ausgangslage jede weitere Zuschaltung von Hand genau geprüft werden muss: Eine Leitungs-Prüfung nach j e d e r negativen AWE würde dann nach heutigem Usus des Netzbetriebes außer der derzeit praktizierten Begehung / Befahrung / Befliegung der Strecke eine zusätzliche Kabelprüfung erfordern.

Diese Prüfung ist nach heutigem Stand der Technik

- aufwändig (Einbau von geeigneten Trenneinrichtungen an den Ende der Kabelstrecken, Prüfgeräte vor Ort, Personalreserve) und

- zeitintensiv

was die Verfügbarkeit der Gesamtstrecke herabsetzt. Anmerkung: Inwieweit hier eine Zuschalt-Prüfschaltung wie beim 16,7-Hz-Bahnnetz Abhilfe bringen würde, müsste noch gesondert untersucht werden.

Dadurch, dass es für die Verbraucher bei einer Teilverkabelung wegen der Reduktion des zu Automatischen Wiedereinschaltungen führenden Primär-Störungsgeschehens zu einer Abnahme der Häufigkeit von Spannungseinsenkungen (Dips) kommt, bedeutet die (unnötige) Auslösung einer AWE im Falle eines Kabelfehlers zwar eine unnötige Spannungseinsenkung. Diese wird aber im Verhältnis zum sonstigen Dip-Geschehen als tolerierbar bewertet, zumal sich durch eine Verkabelung das gesamte Dip-Geschehen verbessern würde.

Fazit: Auf eine solide funktionierende AWE, die selektiv bei Freileitungsfehlern anspricht, kann nicht verzichtet werden.


18

4.3. Pausenzeiten

Die Übertragung der Werte der Pausenzeiten aus dem Freileitungs-Geschehen auf gemischte Leitungen (Freileitung u n d Kabel) sollte noch einmal geprüft werden, da allfällige auf einer freigeschalteten Leitung verbleibende Restladungen im Hinblick auf das bei der Wiederbespannung ablaufende transiente Geschehen fallweise abzubauen sind: das erfolgt durch einen Stromfluss über allfällige induktive Spannungswandler gegen Erde. Falls die zur Verfügung stehende geplante Zeit nicht ausreichen sollte, müssten die Pausenzeiten erhöht werden.

Bewertung: Eine allfällige Berücksichtigung von Entladezeiten kann den Betrieb, das Schutzgeschehen und die Zuverlässigkeit nur in einem nicht tolerierbaren Ausmaß beeinträchtigen. Man darf nämlich die AWE-Pausenzeiten für die mehrpolige AWE nicht beliebig zu erhöhen; falls es nämlich bei extrem hoher Belastung während einer solchen AWE zu einer überlastbedingten Schutzanregung des Parallelsystems käme, kann ein Doppelausfall nur dadurch verhindert werden, dass die Pausenzeit kürzer als die Endzeit des Distanzschutzes (typisch 4...5s) gewählt werden muss. Und zu diesem Zeitpunkt müssen die Restladungen über evtl. speziell ausgelegte Entlade-Spannungswandler soweit abgebaut sein, dass die den nachfolgenden Bespannungsvorgang auch in einem worst case nicht negativ beeinflussen können.


19

5. Literatur [TOR2006] E-Control, Technische und organisatorische Regeln für Betreiber und

Benutzer von Netzen, Teil A: Allgemeines, Begriffsbestimmungen, Quellenverweis, Version 1.4, 2006

[Haß 1981] D. Haß, G. Pels-Leusden, J. Schwarz, H. Zimmermann, Das (n-1)-Kriterium in der Planung von Übertragungsnetzen, Elektrizitätswirtschaft, Jg.80 (1981), H. 25, S. 923-926

[Jicable07] Large Projects of EHV Underground Cable Systems, Jicable Konferenz 2007

[VDN2004] Obergünner e.a.: Ermittlung von Eingangsdaten für Zuverlässigkeits-berechnungen aus der VDN-Störungsstatistik, 2004

[TRANS2005] Transpower Asset Development Group: Comparison of the Reliability of a 400 kV Underground Cable with an Overhead Line for a 200 km Circuit, 2005

[CAN2004] Billinton: Canadian Experience in the Collection of Transmission and Distribution Component Unavailability Data, 8th Int. Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems, Ames, Iowa, 2004, S 268ff

[ÖZE1992] Fickert, Fridrich, Theil, Theil, Wie oft und wie lange fällt der Strom aus, ÖZE, Jg 45, Heft 12, 1992, S. A259-A263

[EC2003] Commission of the European Communities, Undergrounding of Electricity Lines in Europe, Backgroundpaper, Brussels, December 2003

[ABB] ABB XLPE Cable Systems, User's Guide, rev. 2


Beilage 7 Gutachten über die Magnetfeldemissionen von Hochspannungs- Kabelsystemen ¡m Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen von Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Norbert Leitgeb

Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Norbert Leitgeb Technische Universität Graz Institut für Health Care Engineering Inffeldgasse 18 8010 Graz; Österreich Fachkenntnisse

• Technology Assessment • Medical Safety • Numerical Human Modelling • Health Care Engineering

(Quelle: www.tugraz.at)

' Univ.-Prof. Dipl.-lng. Dr. Norbert LeitgebamINSTITUT TÜN UCALTH CARE ENGINEERING MITEUROPAPRÜFSTELLE FÜR MEDIZINPRODUKTEINFFELDGASSE 18A-8010 Graz

TELEFON: ++43-316-873-7397FAX: ++43-316-873412E-MAIL: [email protected]

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Gutachten

über die Magnetfeldemissionen

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TECHNISCHE UNIVERSITAT GRAZERzHERzoG JoHANN UNIVERSITÀT

von Hochspannungs- Kabelsystemen ¡m Normalbetriebund in ersten Fehlerfällen

Auftraggeber: Verbund Austrian Power Grid AGIZD TowerWagramer Str. 191220 Wien

Auftrag vom 17. Mä22008

Anzahl der Ausfertigungen 1

Anzahl der Textseiten. incl. Titel t6

Anzahl der Beilagenseiten 0

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N. LeitgebGutachten über die Magnetfeldemissionen

von Hochs¿annungs- Kabelsystemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen

1 AuftragEs sind die Magnetfeld- Querprofile von 380kV- Hochspannungskabelsystemen im

Normalbetrieb und im ersten Fehlerfall für angegebene Betriebs- und Ausfallvarian-

ten zu ermitteln.

2 Sachverhalt

Die zu berechnenden Magnetfeldverteilungen beziehen sich auf folgende 38OkV-

Hochspann u ngskabelsysteme :

a) 2-systemige Ausführung gemäß der im KEMA- Gutachten vorgeschlagen Ver-

legung:

Verlegetiefe 1,2m, 2 Systeme mit den Phasenleiterabstand von je 0,5m; der

Absta nd der Systeme vonei na nder beträ gt 2,7 m (M itte-M itte).

Bild 1: Variante A: 2-systemige Ausführung

3-systemige Ausführung gemäß der im KEMA- Gutachten vorgeschlagenen

Verlegung:

verlegetiere 1,2m, 3 systeme mit den Phasenleiterabstand von je 0,5m; der

Abstand der systeme voneinander beträgt jeweils 2,7m (Mitte-Mitte).

b)

Bild 2: Variante Bl;3-sysfemige Ausführung

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N. LeitgebGutachten über die Magnetfeldemisslonen

von Hochspannungs- Kabelsvstemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen

I

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c) 4-systemige Ausführung gemäß der im KEMA- Gutachten vorgeschlagenen

Verlegung:

Verlegetiefe 1,2m,4 Systeme mit den Phasenleiterabstand von je 0,5m; der

Abstand der Systeme vone¡nander beträgt jeweils 2,7m (Mitte-Mitte).

Bild 3: Variante 82: 4-systemige Ausführung

3 Berechnung

Die Berechnung der Magnetfeldverteilung erfolgte mit Hilfe des Biot- Savat- Geset-

zes durch lntegration der Feldbeiträge dB der Teilleiter- Segmente dl im Abstand r

für den Leiterstrom I gemäß

dB(r)=*T.',,, (1)

Mathematisch ergibt sich eine Rechengenauigkeit von 0,1o/0. Da das Erdreich mit

guter Näherung die gleichen magnetischen Eigenschaften wir Luft aufweist, ergeben

sich keine Verzerrungen der Magnetfeldes. ln der Praxis könnten sich Abweichungen

vom theoretischen Ergebnis jedoch durch die Toleranzen der Verlegung hinsichtlich

der geometrischen Abmessungen und ggf. durch die feldverzerrende Wirkung von

Eisenteilen in der Nähe der Kabeltrasse ergeben. Da die magnetische lnduktion vom

Momentanwert der Leiterströme abhängt, ist sie gleichen Schwankungen untenryor-

fen.

Die Berechnung ist für symmetrische Belastung der Phasenleiter und 50Hz- Ströme

durchgeführt worden. Obenruellen wurden nicht berücksichtigt.

I

Seite 3 von 16

-

L N. LeitgebGutachten über die Magnetfeldemissionens- Kabels im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen

4 Ergebn¡sse für Normalbetrieb

4.1 Zweisystem ¡ge Variante

Die 2-systemige Hochspannungskabelvariante verursacht bei einem phasenstrom

von 2.0864 an der Erdoberfläche eine zweigipfelige zur Trassenmitte symmetrische

Verteilung mit den maximalen magnetischen lnduktionen von 220¡tT (in 1m Höhe74,3¡tT) über den beiden Systemen und einer Absenkung in Trassenmitte (Bild 4).

B¡rT

1 000

0,1

6.0

100 m

€.0-10 Xfosition[ml yrmt=0000 rf]rzl=so lO

Bild 4: Doppelt-logarithmische Darsteltung des euerprofits der magnetischenlnduktion für die 2-systemige Kabelvariante (phasenstrom z.0g6A, oben),zweidimensionale Feldveñeilung (unten)

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l"=2.086A

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von Hochspannungs- Kabelsystemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen

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4.2 dreisystem¡ge Variante

Die 3-systemige Hochspannungskabelvariante verursacht bei einem Phasenstrom

von 1.390A an der Erdoberfläche eine dreigipfelige zur Trassenmitte symmetrische

Verteilung mit den maximalen magnetischen lnduktionen von 129,8pT (in 1m Höhe

a9pT) über den beiden äußeren Systemen mit Absenkungen zwischen den Syste-

men (Bild 5).

B¡rT

1000

0,1

6.0

X+osition lml y fml = o oæ l]Þt = so

Bild 5: Doppelt-logarithmische Darstellung des Querprofils der magnetischenlnduktion für die 3-systemige Kabelvariante (Phasenstrom 1.390A, oben),zweidimensionale Feldveñeilung (unten)

l"=1390A

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von Hochspannungs- KabelsVstemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfâllen

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4.3 viersystemige Variante

Die 4-systemige Hochspannungskabelvariante verursacht bei einem Phasenstrom

von 1.0434 an der Erdoberfläche eine viergipfelige zur Trassenmitte symmetrische

Verteilung mit den maximalen magnetischen lnduktionen von 95,9pT (in 1m Höhe

36,4pT) über den beiden äußersten Systemen mit Absenkungen jeweils zwischen

den Systemen (Bild 6).

BUT

I 000

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6.0

t-10 X-Positbn [m] yfmt=¡m¡ rlùt=so to

Bild 6: Doppelt-logarithmische Darstellung des Querprofils der magnetischenlnduktion für die 4-systemige Kabelvariante (Phasenstrom 1.043A, oben),zwe id ime n sion ale Feldve rfeil u ng (u nte n)

l"=1.0434-t

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von Hochspannunqs- Kabelsystemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen

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4 Ergebn¡sse für Fehlerfälle

5.1 Zweisystem¡ge Variante

5.1.1 Lasterhöhung

Bei maximaler Auslastung wurde eine Erhöhung des Phasenstromes von 2.0864 auf

3.0004 angenommen. Dadurch erhöhen sich die maximalen magnetischen lnduktio-

nen auf 289,1pT (in 1m Höhe 106,8pT) über den beiden Systemen und einer Ab-

senkung in Trassenmitte (Bild 7).

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I 000

4.0-10 X-Position [ml ytmt=0000 lfH¿ì=so 10

Bild 7: Doppelt- Iogarithmische Darstellung des Querprofils der magnetischenlnduktion für die 2-systemige Kabelvariante (Phasenstrom 3.000A, oben),zwe idime n sio n ale Fe ldverte ilu ng (u nten)

l,=3.000A

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N. LeitgebGutachten über die Magnetfeldemisstonen

von Hochspannungs- KabelsVstemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen

5.1.2 Ausfall e¡nes Kabelsystems

Bei Ausfall eines Kabelsystems wurde eine Stromerhöhung im verbleibenden Sys-

tem auf 3.0004 angenommen. Die Feldverteilung verliert die Symmetrie. Der Maxi-

malwert der magnetischen lnduktion tritt über der Mitte des verbleibenden Systems

auf und beträgt 316,2pT (in 1m Höhe 103¡rT) (Bild 8).

B¡rT

I 000

0,1

6.0

€.0-10 X+osition [m] ytmì:0000 rtHzì=$ 10

Bild 8: Doppelt- logarithmische Darstellung des Querprofils der magnetischenlnduktion für die zweisystemige Kabelvariante bei Ausfallernes Sysfems undErhöhung der Phasenströme im verbleibenden Sysfem auf 3.000A (oben),zwe id i me n sion ale Feldve rteil u ng (u nte n)

l"=3.000A

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von Hochspannunqs- Kabelsvstemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen

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5.2 Dreisystem ige Variante

5.2.1 Lasterhöhung

Bei maximaler Auslastung wurde eine Erhöhung des Phasenstromes von 1.3904 auf

2.318 A angenommen. Dadurch erhöhen sich die maximalen magnetischen lndukti-

onen auÍ216,5pT (in 1m Höhe 81,7pT) überden beiden Systemen (B¡ld g).

€.0-10 X+ositton lml yrmt=oooo rf]Þt=so l0

Bild 9: Doppelt-logarithmische Darstellung des Querprofils der magnetischenlnduktion für die 3-sysfemþe Kabelvariante bei Lasterhöhung auf einen Pha-senstrom 2.31 8A (oben), zweidimensionale Feldverteilung (unten)

B¡lT

1000

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N. LeitgebGutachten über die Magnetfeldemissionens- Kabelsystemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfállen

5.2.2 Ausfall eines SystemsBei Ausfall eines Systems müssen die beiden verbleibenden Systeme die Last über-nehmen. Somit ergibt sich eine Erhöhung der Phasenströme um 50% auf 2.0g6A.

5.2.2.1 Ausfall eines RandsystemsBei Ausfall eínes Randsystems geht die Feldverteilung in jene der zweisystemigen

Kabelvariante über. An der Erdoberfläche ergibt sich eine zweigipfelige zur Mitte derbeiden Strom führenden Systeme symmetrische Verteilung mit der maximalen mag-netischen lnduktion 220,1pT (in 1m Höhe 74,3¡tT) über den Systemen (B¡ld 10).

BpT

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n,9o x+æ¡üon[ml yrmr=om rrkr=s ro

Bild 10: Doppelt-logarithmische Darstellung des Querprofils der magneti-schen lnduktion für die 3-sysfemþe Ausführung bei Ausfatt des mittteren Sys-tems mit Lasterhöhung auf einen Phasenstrom 2.086A in den verbleibendenRandsysfe men (oben), zweidimensionale Verteitung (unten).

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I

N. LeitgebGutachten über die Magnetfeldemtsstonen

von Hochspannungs- Kabelsystemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfâllen

5.2.2.2 Ausfall des mittleren Systems

Bei Ausfall des mittleren Systems ergibt sich stärkere Absenkung der magnetischen

lnduktion in Trassenmitte. Die Maximalwerte über den Randsystemen steigen am

Erdboden auf 208,9¡rT (in 1m Höhe 65,3pT) an (Bild 1 1).

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l"=2.086A

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Bild 11: Doppelt-logarithmische Darstellung des Querprofils der magneti-schen lnduktion für die 3-systemige Ausführung bei Ausfall des mittleren Sys-tems mit Lasterhöhung auf den Phasenstrom 2.086A in den verbleibendenRandsystemen (oben), zweidimensionale Feldvefteilung (unten).

Seite 11 von 16



5. 3 \liersystem ¡ge Variante

5.3.1 Lasterhöhung

Bei maximaler Auslastung der Einspeisung wurde eine Erhöhung des Phasenstro-

mes von 1.0434 auf 1.738 A angenommen. Dadurch erhöhen sich die maximalen

magnetischen Induktionen auf 159,6pT (in 1m Höhe 60,7pT) über den beiden Rand-

systemen (Bild 11).

B¡rT

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Bild 11: Doppelt-logarithmische Darstellung des Querprofils der magneti-schen lnduktion für die 4-systemige Kabelvariante bei Lasterhöhung auf ei-nen Phasenstrom 1 .738A (oben), zweidimensionale Feldverteilung (unten).

l"=1.7384

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Seite 12 von 16

N. LeitgebGutachten über die Magnetfeldemrssronen

von Hochspannunqs- Kabelsystemen im Normalbetrieb und in ersten Fehlerfällen

5.3.2 Ausfall eines Systems

Bei Ausfall eines Systems muss das verbleibende der zwei Systeme die Last der

Einspeiseleitung übernehmen. Somit ergibt sich eine Verdoppelung des Phasen-

stromes, während die anderen Systeme mit gleicher Last weiter betrieben werden.

5.5.2.1 Ausfall des mittlere Systems

Bei Ausfall des mittleren Systems wird die Feldverteilung asymmetrisch. Der Maxi-

malwert über dem Randsystem mit der doppelten Stromführung von 2.0864 beträgt

am Erdboden auf 211 ,9¡tT (in 1m Höhe 66,2pT) an (Bild 12).

B¡rT

1000

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Bild 12: Asymmetrisches Querprofil der magnetischen lnduktion in einfach-logarithmischer Darstellung für den Ausfallernes mittleren Kabelsystems undÜbernahme des Sfromes durch das Randsystem (oben), zweidimensionaleFe ldve rte i I u n g (u nte n)

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Seite 13 von 16



5.5.2.2 Ausfall eines Randsystems

Bei Ausfall des Randsystems wird die Feldverteilung asymmetrisch. Der Maximalwert

über dem verbleibenden Kabelsystem mit der doppelten Stromführung von 2.0864

beträgt am Erdboden 203,5pT (in 1m Höhe 69,3pT) an (Bild 13).

BpT

1000

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i0

4 2

X-Posiùon [mt y tm]= 0 oæ r fuzì = so 10

Bild 13: Asymmetrisches Querprofil der magnetischen lnduktion in einfach-logarithmischer Darstellung für den Ausfall eines Randsysfe ms und Über-nahme des Sfromes durch das mittlere Sysfem (oben), zweidimensionaleFeldveñeilung (unten)

-10-15

4.0-10

l.

Seite '14 von 16

t

' N. LeitgebGutachten über die Magnetfeldemissionen


Tabelle 1: Maximalwerte der magnetischen lnduktion für verschiedenen Kabel-

und Betriebsvarianten

Code Kabelvariante lPh"""A

Br"rrotUT

Br"*,1tUT

Na zweisystem ig, Normalbetrieb 2. 086 220,1 74,3

Blla d reisystemig, Normalbetrieb 1.390 129,8 49,5

Bl2a viersystemig, Normalbetrieb 1.043 95,9 36,4

A/b zweisystemig, 1 Kabelsystemausfalllp- Erhöhung auf 3.0004 3.000 316,2 103,0

Nc zweisystemiglp- Erhöhung auf ie 3.0004 3.000 289,1 106,8

B/1b dreisystemig, Ausfall einer Einspeiseleitung,lp- Absenkuns auf 1 .1594 1 .159 108,3 40,8

Bllc d reisystemig, Ausfall eines Rand kabelsystems,lp- Erhöhuns auf 2.0864 2.086 220,1 74,3

Btld dreisystemig, Grenzlast-Einspeisung,lp- Erhöhunq auf 2.3184 2.318 216,5 81,7

Blle dreisystemig, Ausfall des Mittelkabelsystems,lp- Erhöhunq auf 2.0864 2.086 208,9 65,3

Bt2b viersystemig, Ausfall einer Einspeiseleitung,lp- Absenkunq auf 1.7384 1,738 167,5 61,9

Bl2c viersystemig, Ausfall eines Mittelkabelsystems,lp =2.086A bzw. 2x1.0434

2.0862x1.043

211,9 66,2

Bt2d viersystemig, Grenzlast-Einspeisung,lp- Erhöhunq auf 2.3184 1.738 159,6 60,7

Bl2e viersystemig, Ausfall des Randkabelsystems,lp =2.0864 bzw. 2x1.0434

2.0862x1.043 203,5 69,3

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6 Zusammenfassung

Die Maximalwerte der magnetischen lnduktion für verschiedenen Kabel- und Be-

triebsvaríanten sind in der Tabelle 1 zusammengefasst. Es ergibt sich daraus,

dass sich an der Erdoberfläche bei nahezu allen Kabelvarianten (ausgenomme-

nen der viersystemigen Variante im Normalbetrieb) Referenzwertüberschreitun-

gen ergeben, die bis zum 3fachen betragen können. Auoh noch in 1m Höhe

kann der Referenzwert noch erreicht und knapp überschritten werden.

Anzumerken ist, dass bei den Berechnungen keine Oberwellen angenommen

wurden. lm Fall von Obenruellen wäre aufgrund des üb.erproportionalen Beitrages

von Obenruellen gemäß der Summationsformel in der ÖVE/ÖNORM E8850:2006

je nach anzunehmendem Oberwellenanteil mit weiteren Überschreitungen des

Referenzwertes zu rechnen.

Graz,3. April 2007

Univ.-Prof. Dr. Norbert Leitgeb

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Beilage 8 Stellungnahme von DI Martin Kühnert (Ziviltechniker für Forstwirtschaft)

DI Martin Kühnert Ziviltechnikerbüro für Forst- und Holzwirtschaft Allgemein beeideter und gerichtlich zertifizierter Sachverständiger Wattmanngasse 27/2 1130 Wien, Österreich Fachkenntnisse • Forst- und Holzwirtschaft • Umweltverträglichkeitserklärungen und -prüfungen für Flusskraftwerke • Umweltverträglichkeitserklärungen für Speicherkraftwerke • Umweltverträglichkeitserklärungen für Leitungsprojekte • Umweltverträglichkeitserklärungen für Abfallverwertungsanlagen • Umweltverträglichkeitserklärungen für industrielle Anlagen • Sachverständigentätigkeit bei Umweltverträglichkeitsprüfungen auf Behördenseite

Dipl.-Ing. Martin Kühnert Ziviltechniker für ForstwirtschaftAllg. beeid. u. gerichtl. zert. Sachverständiger

Büro Wien: Büro Knittelfeld: Wattmanngasse 27/2, 1130 Wien Wienerstraße 28/13, 8720 Knittelfeld Tel. 01/877 34 71 Fax 01/876 02 71 Telefon: 03512/72 616

Mobil 0664/420 10 93 E-Mail: [email protected]

An die VERBUND UTG DI Dr. Christian Bellina Per E-Mail: [email protected]

Wien, am 04.02.2008 Betr.: 380-kV-Salzburgleitung, „KEMA-Studie“ Sehr geehrter Herr Dr. Bellina! Zur sog. „KEMA-Studie“ („Gutachten zur Teil- oder Gesamtverkabelung der 380 kV-Leitung St. Peter – Tauern“) wird aus forstfachlicher Sicht folgende Stellungnahme abgegeben: In der KEMA-Studie wird das Thema Wald nur am Rand behandelt und wurde von den Autoren offenkundig nur als ein Nebenaspekt berücksichtigt und dementsprechend oberflächlich behandelt. Die vorgenommenen Schlussfolgerungen gehen – sowohl bei den naturräumlichen als auch bei den volkswirtschaftlichen Bewertungen – von einem „Flächenverbrauch“ aus, der sich aus der unterschiedlichen Schneisenbreite der Freileitungs- und der Kabelvarianten ergibt. Damit schneidet die Freileitungsvariante aufgrund der breiteren Schneise naturgemäß schlechter ab, als die Kabelvarianten. Dieser Bewertungsansatz lässt jedoch wesentlich geringere Eingriffsintensität einer Freileitung im Vergleich zu einer Kabelvariante völlig außer acht: Für die Verlegung eines Erdkabels ist in der Bauphase eine durchgehende Rodung (= Schlägerung + Ausgraben der Wurzelstöcke + Abschieben des Oberbodens + Einsatz schwerer Maschinen) auf der gesamten Arbeitsstreifenbreite von 25 m erforderlich. Dies führt – vor allem bei den im Bereich der Salzburgleitung herrschenden Bodenverhältnissen – zu Bodenverdichtungen und erhöhter Gefahr von Bodenabtrag und Hangrutschungen (vgl. Stellungnahme FB. Geologie) sowie zu einer Beeinträchtigung der Waldfunktionen. Dagegen sind bei einer Freileitung auch in der Bauphase nur punktuelle Rodungen für die Errichtung der Maststandorte erforderlich (30x30 m Rodefläche alle 375 m entlang der Trasse). Im Bereich der Waldschneise finden keine Rodungen statt; der Waldboden verbleibt ungestört. Weder werden Wurzelstöcke entfernt, noch wird das natürliche Gleichgewicht des Bodens durch Bodenabtrag gestört. Der Nebenbestand (Bäume, welche die zulässige Aufwuchshöhe

UVE Steiermarkleitung AusgleichsflächenStellungnahme ARGE KKL

2

nicht erreicht haben) sowie vorhandene Naturverjüngung verbleiben im Schneisenbereich. Damit ist der Trassenaufhieb für die Freileitung hinsichtlich seiner Auswirkungen auf die Waldfunktionen im Wesentlichen mit der ortsüblichen forstlichen Nutzung (Kahlschlag) vergleichbar. In sensiblen Waldbereichen (z.B. ökologisch wertvolle Bestände, rutschgefährdete Schutzwälder) ist eine Vermeidung von Beeinträchtigung durch eine größere Masthöhe (Überspannung) leicht möglich, während bei einem Erdkabel eine Beeinträchtigung sensibler Waldbereich nicht vermeidbar ist, wenn die Trasse aus andern Gründen (z.B. Siedlungsschutz) nicht verlegt werden kann. In der Betriebsphase ist bei einem Erdkabel eine Wiederbewaldung des Arbeitsstreifens erst nach aufwendigen Bodenvorbereitungen (Tiefenlockerung, Wiederauftrag des Oberbodens) möglich, wobei auch bei einer fachgerechten Durchführung der Bodenvorbereitung Störungen des natürlichen Waldbodenhaushalts unumgänglich sind. Bei einer Freileitung dagegen ist die Wiederbewaldung problemlos – oft sogar mit Naturverjüngung – möglich. Bei der volkswirtschaftlichen Bewertung gehen die Autoren der KEMA-Studie davon aus, dass die Freileitungstrasse zum Unterschied von einer Kabeltrasse nicht mehr forstwirtschaftlich genutzt werden kann. Diese Annahme ist jedoch falsch, da eine Nutzung im Kurzumtrieb (Brennholzproduktion, Energieholz) auch im Bereich der niedrigsten zulässigen Aufwuchshöhen in Spannfeldmitte möglich ist. In Mastnähe und in den Randbereichen der Schneise ist durch die höhere zulässige Baumhöhe auch weiterhin eine Sägerundholzproduktion möglich. Zusammenfassend kann aus forstfachlicher Sicht festgestellt werden, dass das Thema Wald in der „KEMA-Studie“ nur oberflächlich und ohne ausreichende Sachkenntnis abgehandelt wurde. Die getroffene Schlussfolgerung, dass eine Kabelvariante geringere Auswirkungen auf den Wald erwarten lässt, ist falsch. Bei einer forstfachlich fundierten Auseinandersetzung ergibt sich die gegenteilige Schlussfolgerung, nämlich dass eine Freileitungsvariante hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf den Wald wesentlich günstiger zu werten ist, als ein Erdkabel. Diesbezüglich wird auch auf das forsttechnische UVP-Teilgutachten für die 380 kV-Steiermarkleitung verwiesen, das zum gleichen Schluss kommt.

Mit freundlichen Grüßen Martin Kühnert eh.


Beilage 9 Raumordnungsfachliche Stellungnahme zur Studie von Mag. Claudia Schönegger

Mag. Claudia Schönegger (Ziviltechniker für Raumplanung und angewandte Geographie) Terra Cognita Claudia Schönegger KG Technisches Büro für Raumplanung und angewandte Geographie Linzergasse 17-19 5020 Salzburg, Österreich Fachkenntnisse

• Raumplanung und Raumordnung • Umweltgutachten und Umweltplanung

Auftraggeber

VERBUND Austrian Power Grid AG

Projektleitung Salzburgleitung

Wagramerstr. 19, IZT Tower, 1220 Wien

Verfasserin

Mag. Claudia Schönegger

Technisches Büro für Raumplanung und angewandte Geographie Claudia Schönegger KG

Linzergasse 17-19, 5020 Salzburg

T: +43 662 846 892 [email protected]

Raumordnungsfachliche

Stellungnahme zur Studie: Gutachten zur Gesamt- oder Teilverkabe-lung der 380 kV Leitung „St. Peter – Tauern“ im Bundesland Salzburg (KEMA Gutachten)

Bericht-Nr.: 07-42746.01.C,

Dresden, 27. Januar 2008

Salzburg, 27.03.2008

Stellungnahme KEMA Gutachten

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Inhalt

1 Aufgabenstellung 3

2 Vollständigkeit der zu bewertenden Projektbestandteile und Schlüssigkeit der Grundannahmen 3

3 Stabilität und Ausgewogenheit der Methode 6

4 Alternativenbewertung und Empfehlungen zur Teilverkabelung 9

5 Resümee 13

Anlage Kompetenzprofil Mag. Claudia Schönegger


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1 Aufgabenstellung

Am 27.02.2008 wurden im Salzburger Landtag die Ergebnisse zur Studie „Gu-tachten zur Gesamt- oder Teilverkabelung der 380 kV Leitung „St-Peter – Tauern“ im Bundesland Salzburg im Rahmen einer Landtagsenquete durch den Projektleiter Jörg Zillmer, KEMA IEV Dresden präsentiert und der Ver-bund APG sowie der Bevölkerung zugänglich gemacht. In Folge wurden wir von der Projektleitung des 380 kV Freileitungsprojektes UW St. Peter – UW Tauern der Verbund APG ersucht, eine fachliche Stellungnahme zum vorlie-genden Kapitel 5 Raumordnung des Gutachtens zu verfassen.

Grundlage für die Stellungnahme ist die der Verbund APG übermittelte Versi-on des Gutachtens, die sich geringfügig von der im Internet bereitgestellten Version unterscheidet. Die in der Stellungnahme angeführten Seitenzahlen beziehen sich auf die Originalversion der Studie, die im Unterschied zur Inter-netversion als Gutachten und nicht als „Machbarkeitsuntersuchung“ betitelt ist.

2 Vollständigkeit der zu bewertenden Projektbestandteile

und Schlüssigkeit der Grundannahmen

Für die raumplanerischen Untersuchungen werden im Gutachten zum einen die Konfliktpotenziale der seitens der Verbund APG übermittelten 380 kV Frei-leitungsprojekte UW St-Peter – UW Salzach Neu (Salzburgleitung I) und UW Tauern – UW Salzach Neu und zum anderen die im Gutachten entwickelten Annahmen zur Voll – bzw. Teilverkabelung von 380 kV Leitungen zu Grunde gelegt.

Folgende Mängel in Bezug auf Vollständigkeit bzw. Konsistenz der Grundan-nahmen zum Projekt „Freileitung“ bzw. „Teilverkabelung“ konnten festgestellt werden.

Unvollständige Berücksichtigung von maßgeblichen Projektbestandtei-

len des Freileitungsprojektes:

(1) Es wurden nicht alle für das Projekt „380 kV Freileitung“ relevanten Pro-jektbestandteile in der Bewertung berücksichtigt.

Sowohl in der Befragung der Gemeinden (vgl. Kapitel 5.2 Konfliktanaly-se auf Basis einer Gemeindebefragung) als auch in der quantitativen Auswertung zur Ausprägung von Bewertungskriterien (vgl. Kapitel 5.3.3 Kriterienausprägung in den Trassenabschnitten) werden folgende maß-geblichen Projektbestandteile nicht berücksichtigt:


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Nicht berücksichtigte Projektbestandteile des Freileitungsprojektes:

geplante Demontage 220 kV Leitung UW St. Peter – UW Salzach neu (ab Salzburg Landesgrenze)

geplante Demontage 220 kV Leitung UW Salzach neu – UW Tauern.

geplante Demontage von Leitungsabschnitten der 220 kV Leitung UW Tauern – Weissenbach.

Die Notwendigkeit des Fortbestandes dieser Leitung im Falle einer Teilverkabelung wurde im Gutachten festgehalten

Notwendige 110 kV Leitungsebene von UW St. Johann über Schwarzach nach UW Pinzgau im Falle einer Teilverkabelung.

(2) Ausgeklammert wurden vor allem jene Projektbestandteile des „Freilei-tungsprojektes“, die sich positiv auf den Menschen und die Entwicklung des Siedlungsraumes auswirken. Die „Demontage alter Leitungen“ im Ausmaß von z.B. 200 km im zweiten Leitungsabschnitt wurde zwar auf Seite 42 des Gutachtens noch angeführt, in den weiteren Berechnungen wurde jedoch nur mehr das Rückbaupotenzial von 75 km 110 kV Leitung berücksichtigt – und dies nur bei der Alternativenprüfung nicht aber bei der Konfliktbewertung der Leitungsabschnitte in den Gemeinden.

Zu welchen Verschiebungen in den Ergebnissen es kommen kann, wenn die Potenziale des Rückbaus entsprechend berücksichtigt werden (75 km 110 kV Leitung), zeigt Abb. 5-80 auf Seite 446.

(3) Bereits bestehende Dienstbarkeiten und Rechte entlang des Trassen-korridors der geplanten 380 kV Leitung (z.B. durch Nutzung des Servi-tutsstreifens der 220 kV Leitung) wurden nicht berücksichtigt. In diesen Bereichen kommt es zu keinen neuen bzw. zusätzlichen Einschränkun-gen der Siedlungsentwicklung.

(4) Es wurden nicht alle vom Projekt durch Bau oder Rückbau betroffenen Gemeinden in die Befragungen, Erhebungen und Auswertungen einbe-zogen. Neben den 28 befragten Gemeinden sind noch weitere 9 Ge-meinden von Maßnahmen (überwiegend Rückbaumaßnahmen) betrof-fen.


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Inkonsistente Annahmen zu Lage und Länge der Teilverkabelungsab-

schnitte sowie Breite der Trassenkorridore innerhalb des Gutachtens:

(5) Die für eine Teilverkabelung vorgeschlagenen Streckenabschnitte wur-den bei den einzelnen Teilaspekten (z.B. Kapitel 3 Geologie, Raumpla-nung) in Bezug auf Lage und Länge nicht konsistent in gleicher Weise berücksichtigt.

Sowohl in Kapitel 3.5 Möglicher Verlauf einer Kabeltrasse als auch in den Karten und Beschreibungen von Teilabschnitten zum Teilaspekt Geologie wurde von gravierenden Abweichungen zur projektierten Frei-leitungstrasse ausgegangen. Vor allem Innergebirg wird eine talnahe Kabeltrasse im Unterschied zur geplanten Trassierung in Hanglage für die Freileitung empfohlen.

In der Bewertung der Teilverkabelungsabschnitte betreffend die Raum-ordnung wurden keine Empfehlungen zur Lage der Kabeltrasse abge-geben und auch nicht Bezug zu bereits in den vorangestellten Kapiteln erarbeiteten Vorgaben genommen. So wurde in Kapitel 5.4.3 Alternative

380 kV Kabeltrasse die Länge der Trassenabschnitte für die Teilverka-belung aus der Länge der Freileitungstrasse in den jeweiligen Gemein-den ermittelt und als Bezugsgröße für die Berechnung von Wirkräumen herangezogen, obwohl dies bereits in den vorangehenden Kapiteln als nicht zielführend bewertet wurde.

In der Zusammenfassung der Ergebnisse des raumplanerischen Gu-tachtens wurden wiederum andere Längenangaben und Teilabschnitte angeführt, als im Gutachten Raumplanung geprüft wurden.

Teilverkabelungs- abschnitt

Kapitel 3.5.3 (Seite 127)

Kapitel 5.4.3 (Seite 448)

Kapitel 5.5 (Seite 457)

Salzach – neu – Landesgrenze (Berndorf)

15 km 31,4 km

(Berndorf – Koppl)

19,6 km

Salzach - neu - Koppl 11 km 17,6 km (bis Elsbethen)

Adnet/Oberalm – Vigaun 5 km 7,5 km

(Kartendarstel-lung beinhaltet

Oberalm)

5,7 km

(Adnet- Bad Vigaun)

bei St. Johann 7 km

Tauern – Taxenbach (West) 10 km

Bruck – Piesendorf 16,9 17 km

(bei Kaprun)

Gesamt 41 km 55,8 km 66,9 km


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In Kapitel 6 Volkswirtschaftliche Analyse werden wiederum folgende Teilverkabelungsabschnitte als Grundlage für die Berechnungen ange-führt: (Seite 463):

Grenze des Bundeslandes Salzburg nach Salzach Neu

Salzach Neu – Pongau

Adnet – Vigaun

Taxenbach (West) und Tauern

(6) Der Flächenbedarf für die Errichtung und Wartung sowie Verlegung ei-nes Ersatzkabels nach 40 Jahren und der damit in Verbindung stehende freizuhaltende Korridor werden in den einzelnen Fachgutachten unter-schiedlich behandelt. So wird in Kapitel 4.2 die Freihaltung eines Korri-dors von 30m genannt. In bezug auf die Raumordnung wird nur mehr der Abstand von 5,5m beidseits der Trassenachse als Servitutsstreifen angeführt und nicht näher erläutert, welcher Flächenbedarf für Begleit-straßen bzw. Ersatzverkabelungen erforderlich wäre.

Korridor Abstand zur

Trassenachse

Freizuhaltender Korridor unter Berücksichti-gung Ersatzkabelverlegung (Kapitel 4.2 Geologie, Seite 248)

30m 15m

Abstandsklasse 1, Servitutsstreifen (Kapitel Raumordnung 5.3.2, Seite 404)

11m 5,5m

3 Stabilität und Ausgewogenheit der Methode

Zur Erfassung und Bewertung des möglichen Konfliktpotenzials wurden meh-rere Arbeitsschritte und verschiedene methodische Zugänge gewählt.

Konfliktanalyse zur Ermittlung von Konfliktfaktoren durch Gemeindebefra-gung

Ermittlung des Konfliktpotenzials durch quantitative Auswertung von ver-fügbaren Daten zu ausgewählten Raumindikatoren

Empfehlungen über die Alternativenwahl


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Die Konfliktanalyse durch Gemeindebefragung ist unvollständig und be-

treffend die Alternativen „Freileitung“ und „Kabel“ unausgewogen:

(7) Sowohl die Konfliktanalyse (Gemeindebefragung) als auch die Ermitt-lung des Konfliktpotenzials anhand ausgewählter Indikatoren wurden nur für das Freileitungsprojekt nicht aber für die Alternative Kabel durchge-führt.

(8) Der Fragebogen ist dem Gutachten nicht beigelegt, es kann daher nicht nachvollzogen werden, ob und wenn ja welche Konflikte bzw. Belastun-gen bereits vorgegeben wurden.

(9) Positive Entlastungseffekte des Freileitungsprojektes waren nicht Ge-genstand der Befragung und wurden auch in der quantitativen Analyse nur unzureichend berücksichtigt.

(10) Maßgebliche Wirkungen der Alternative 380 kV Kabel wurden nicht er-hoben, bewertet und auch nicht in die Abwägung zur Alternativenwahl einbezogen. Sie waren auch nicht Gegenstand der Konfliktanalyse.

(11) Es erfolgte keine zusammenfassende Bewertung oder Bündelung der aus der Konfliktanalyse ermittelten Konfliktfaktoren als Grundlage für die quantitative Bewertung des Konfliktpotenzials.

Die quantitative Ermittlung des Konfliktpotenzials beruht auf fachlich

unzureichenden Annahmen und falschen Bezugsgrößen für die Raumin-

dikatoren:

(12) Zur Ermittlung der drei Abstandsklassen 3-5 betreffend die Freileitung wurde ausschließlich das Kriterium Sichtbarkeit herangezogen und Ab-stände mit Wirkungen bis zu 1.000 m zur Trassenachse daraus begrün-det. Die Annahme, dass die Leitung von jedem Punkt bis zu 1.000 m zur Trassenachse in gleicher Weise sichtbar ist, ist unzulässig, und geht von einem homogenen Gelände aus („Laborsituation“), das in keiner Weise der Realität entspricht.

(13) Der Wert für die Abstandsklassen 1 betreffend das 380 kV Kabel – Ser-vitutsstreifen 5,5m - ist nicht begründet und kann in Bezug auf die Er-gebnisse aus anderen Teilen des Gutachtens nicht nachvollzogen wer-den. Er beinhaltet nicht die geforderten Sicherheitsabstände, Möglichkei-ten für Begleitwege bzw. Vorsorge für Ersatzverkabelungen.

(14) Die Ermittlung der „Beeinträchtigung der Wohnfunktion“ ist in der vorge-nommenen Form unzulässig, da sie zum einen von Flächenwerten für Parzellen auf denen sich ein bauliches Objekt befindet und zum anderen von 100% Wohnobjekten ausgeht.


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Dies ist vor allem bei Objekten, die sich im Bereich landwirtschaftlicher Betriebe befinden äußerst problematisch, da hier überdurchschnittlich große Parzellenstrukturen gegeben sind. Gemäß Statistik Austria dienen bis zu 30% der Objekte in den Projektgemeinden nicht der Wohnnut-zung. Die ermittelten Werte sind daher grundsätzlich als weit überhöht einzustufen

(15) Die „Beeinträchtigung der Siedlungsentwicklung“ geht ebenso von fal-schen Grundannahmen aus. Es wurden entgegen den Prinzipien der Raumordnung alle unbebauten, nicht als Bauland gewidmeten Flächen innerhalb des Dauersiedlungsraumes (Basis Abgrenzung Dauersied-lungsraum SAGIS) als „Reserveflächen“ und damit potenzielles Bauland bewertet und dafür Abstandsräume bis 1.000m zur Trassenachse he-rangezogen. Dieser Zugang ist raumordnungsfachlich als grob unzurei-chend zu bewerten.

Da den Gutachtern die Räumlichen Entwicklungskonzepte der Gemein-den zur Verfügung gestanden sind und auch die Entwicklungsabsichten in den Gemeindeinterviews abgefragt wurden, kann davon ausgegangen werden, dass den Gutachtern bekannt ist, dass nur ein geringer Teil der derzeit bestehenden Grünlandflächen innerhalb des Dauersiedlungs-raumes als „potenzielles Bauland“ und damit als für die Siedlungsent-wicklung geeignet zu bewerten ist. Auf die Planungen der Gemeinden wurde im Kapitel „Ziele des Landschaftsschutzes“ Bezug genommen, nicht aber bei der „Siedlungsentwicklung“.

(16) Beim Kriterium Vorbelastung wird den auf Seite 218 im Gutachten ge-troffenen Aussagen, wonach „aus der Sicht der Raumplanung sowie des

Natur- und Landschaftsschutzes die Bündelung von Leitungen mit ande-

ren Linieninfrastrukturen wünschenswert ist“ widersprochen.

(17) Maßgebliche Wirkungen bzw. Einschränkungen beim Bau und Betrieb von Höchstspannungskabeln wurden in der Bewertung der Alternative Kabel nicht berücksichtigt. Dazu zählen z.B:

Zufahrtsmöglichkeit der Kabeltrasse zu jeder Zeit an jedem Punkt der Trasse (Begleitstraßen entlang der Kabeltrasse)

Absolutes Bauverbot (Hochbauten) über den Kabelsystemen

Verbot der Bepflanzung mit tieferwurzelnden Pflanzen

Mögliche Beeinträchtigung des Landschaftsbildes durch „Schnei-sen“ in bewaldeten Gebieten bzw. verändertem Bewuchs gegenü-ber der Umgebung

Höhere Belastungen von Grundstücken durch magnetische Felder im unmittelbaren Trassennahbereich als bei Freileitungen (vgl. Antwort auf Frage C 18)


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Die vergleichende Bewertung der Freileitungsabschnitte in den Gemein-

den liefert keine schlüssige Begründung für die Notwendigkeit von Teil-

verkabelungen

(18) Die aufbauend auf die Bewertungsmethode ermittelten Werte pro Ge-meinde eignen sich wenn, dann ausschließlich zum Vergleich der Ge-meinden untereinander nicht aber zur Feststellung einer Wirkungsinten-sität wie sie zur Belegung von Aussagen über die Notwendigkeit einer Verkabelung erforderlich sind.

(19) Der höchste vorkommende Wert für die Gemeinden entlang der Salz-burgleitung muss nicht zwangsläufig ein Wert mit sehr hohem Konflikt-potenzial sein. Die Vorgehensweise führt dazu, dass Abschnitte, die re-lativ zu anderen Abschnitten (Gemeinden) als am konfliktträchtigsten ausgeworfen werden, für eine Verkabelung empfohlen werden, unab-hängig vom absoluten Konfliktpotenzial.

Diesem Umstand wird auf Seite 444 des Gutachtens Rechnung getra-gen bzw. werden die Ergebnisse hier bereits durch die Gutachter selber relativiert indem sie schreiben“ dass die gewählte Trasse im Bezug auf

die Bewertungen der Kriterien im Einzelnen etwa bei 200 Punkten liegt“,

sodass für die Gemeinden mit der höchsten Punktezahl sich immer noch

eine durchschnittliche oder sogar neutrale Bewertung ergibt“.

(20) Die Darstellung des Ergebnisses der Trassenbewertung der Freilei-tungstrasse für die einzelnen Gemeinden lässt somit keine Schlüsse über die Konflikte gemessen (geeicht) an maximal zulässigen Konflikten zu.

4 Alternativenbewertung und Empfehlungen zur Teilverka-

belung

Für die Bewertung des Konfliktpotenzials der Freileitung wurden auf-bauend auf die Planung möglicher Trassenräume der Verbund APG um-fassende qualitative und quantitative Analysen durchgeführt.

Zur Bewertung der empfohlenen Alternative „Teilverkabelung“ bzw. „Voll-verkabelung“ wird im Gutachten angeführt, dass die Konflikte, die eine Verkabelung mit sich bringen würde, im Rahmen des Gutachtens aufgrund der fehlenden Kabeltrasse räumlich konkret nicht untersucht werden konn-ten. Betreffend die Kabeltrasse bzw. die vorgeschlagenen Teilverkabelun-gen wurden weder qualitative noch quantitative Auswertungen entspre-chend des entwickelten Bewertungsmodelles durchgeführt.

Der räumlich verorteten, und sowohl in Bezug auf absolute Flächenwerte als auch auf relative Belastungssituationen der Gemeinden untereinander


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bewerteten, Freileitungstrasse stehen absolute Werte für das Flächen-ausmaß der Wirkräume für die Teilverkabelungslängen gegenüber.

Zur Ermittlung der Wirkräume wurden die beiden Abstandsklassen Servi-tutsstreifen (11m Korridor) und Magnetflussdichte 1µT (40m Korridor) mit der jeweiligen Trassenlänge multipliziert (Vergleiche Tabelle 5-7 auf Seite 448).

Der Vergleich der beiden Alternativen erfolgte durch tabellarische Darstel-lung der Konfliktpotenzialflächen der Freileitungstrasse (differenziert nach den einzelnen Konfliktkriterien) und der Wirkzonenflächen der Kabeltrasse.

Die Gutachter räumen dazu bereits im Gutachten ein, dass dieser Flä-chenvergleich eine detaillierte Analyse nicht ersetzen kann, aber Schluss-folgerungen in Hinblick auf die Chancen, mit Hilfe der technischen Alterna-tive Erdkabel raumbezogene Konflikte der Freileitung zu vermeiden, zuläs-sig sind. Die Gutachter räumen dabei ein, „dass es denkbar ist, dass die

Freileitungs-Entwurfstrasse in ihrem Verlauf so weit optimiert werden

konnte, dass – bezogen auf die einzelnen Kriterien oder insgesamt – trotz

deutlich größerer Wirkzonen nur so wenig konfliktträchtige Räume durch-

quert werden, dass für die Verkabelung kaum noch ein Entlastungspoten-

zial bleibt.“ (Seite 447).

Die Bewertung der Alternative 380 kV Kabeltrasse ist sowohl für die An-

forderungen an ein Gutachten/Machbarkeitsstudie als auch für einen

Vergleich mit den Wirkungen der Freileitung (Alternativenprüfung)

fachlich nicht tragfähig und unzureichend.

(21) Der für eine Alternativenbewertung bzw. Bewertung der Machbarkeit im Sinne der Raumordnung erforderliche räumliche Bezug für die Alternati-ve Teilverkabelung fehlt, es werden lediglich Wirkräume für unterschied-liche Tassenlängen ermittelt.

(22) Mögliche Konflikte mit Zielen der Raumordnung (Beeinträchtigung Sied-lungsentwicklung, Bauverbotsbereich, Beeinträchtigung Landschaftsbild, …) wurden nicht untersucht und nicht konkretisiert. Als einziges Krite-rium kommt das Flächenausmaß in einem Abstand von 5,5 bzw. 20m zur Trassenachse im Sinne von „Wirkzonenflächen“ zur Anwendung (bezogen auf die Kabellänge und die Netzstationen – angepasste Wirk-radien in Anlehnung an die Wirkung von Freileitungsmasten).

(23) Die Werte in der tabellarische Übersicht zu den Konfliktpotentialflächen der Freileitung können nicht nachvollzogen werden, da sowohl bei der Analyse der Einzelkriterien als auch bei der Bewertung pro Gemeinde keine Absolutwerte für die einzelnen Flächen sondern % Werte in Bezug auf die Gesamtfläche des Abstandsraumes dokumentiert wurden.


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Entsprechend der Methode muss davon ausgegangen werden, dass Doppel- bzw. Mehrfachanrechnungen von Konfliktflächen in Bezug auf die Freileitung gegeben sind. So können z.B. Flächen mit Beeinträchti-gung der Waldfunktion in der Gemeinde Oberalm auch Flächen mit Konflikten in Bezug auf Ziele des Landschaftsschutzes, bzw. nicht be-baute bzw. gewidmete Flächen innerhalb des Dauersiedlungsraumes des Flachgaus auch Konflikte mit Zielen des Landschaftsschutzes auf-weisen.

Die Ergebnisse aus der Gegenüberstellung (Alternativenprüfung) Freilei-

tung – Teilverkabelung weisen für die gewählten Abschnitte keine ein-

deutigen Verbesserungen bei Realisierung der Kabelvariante auf:

(24) Abschnitt Berndorf – Koppl: In der verbalen Interpretation der Gutachter betreffend den Teilverkabelungsabschnitt Berndorf-Koppl wird bereits darauf hingewiesen, dass die Möglichkeit besteht, dass die Kabeltrasse Mehrbelastungen gemessen an der Größe der Konfliktpotenzialflächen, die der Kabeltrasse zuzuordnen wären, hervorruft.

Die möglichen Entlastungen durch die Verkabelung im Abschnitt Bern-dorf – Koppl werden mit dem großen Umfang an unverbauten Dauer-siedlungsraum begründet, der – wie bereits beschrieben – fachlich nicht richtig zur Gänze als „potenzielles Gebiet für Siedlungsentwicklung“ be-wertet wurde (Flächendimension von 3.214 ha im Abstand von 400m – 1.000m zur Trassenachse, vgl. Tabelle 5-9 Seite 450).

(25) Abschnitt Oberalm – Bad Vigaun: Die Begründung für Verbesserungen wird hier in der geringeren Inanspruchnahme von Waldflächen bzw. Konfliktpotenzialflächen des Landschaftsschutzes durch das Kabel nicht aber in Bezug auf die Wohnfunktion und die Siedlungsentwicklung ge-sucht. Auch hier werden die Ergebnisse wiederum durch die Ermittlung des Flächenpotenzials für die Siedlungsentwicklung dominiert (betrifft jedoch vor allem die Abstandsbereiche > 70m zur Trassenachse).

Die Flächen für die Übergabestellen wurden in den Wirkräumen für die Kabeltrasse nicht miteingerechnet.

Grundsätzlich ist anzumerken, dass der hohe Wert für Konflikte mit Zie-len des Landschaftsschutzes aus der Festlegung „Vorrangzone Kultur-landschaft Wiestal“ stammt. Die Gemeinde hat diese Festlegung auch für die Waldflächen östlich der Autobahn (nördlich GG Hammer) getrof-fen. Es handelt sich dabei überwiegend um ein Ziel der Gemeinde und nicht um „echte“ Schutzgebiete im Sinne des Salzburger Naturschutzge-setzes.


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(26) Abschnitt Bruck - Piesendorf: Für diesen Abschnitt wurden auch die po-sitiven Wirkungen der geplanten Demontage von 110 kV Leitungen in der Bilanzierung der Konfliktflächen berücksichtigt.

Zur Verkabelung (bezogen auf den Nahbereich) wird hier durch die Gu-tachter festgestellt, dass es mit Hilfe des Kabels nicht gelingen kann,

den (Wohn) –Gebäudebestand gegenüber dem Vorhaben der Verbund

APG zu entlasten, selbst wenn die Kabeltrasse so geführt werden wür-

de, dass sich keine entsprechende Verbauung in unmittelbarer Trassen-

nähe (…) befindet.“

Als Begründung für mögliche Entlastungseffekte durch die Verkabelung wird hier wiederum der Gesamtflächenvergleich herangezogen, der – wie bereits an mehreren Stellen des Gutachtens erläutert – sowohl hin-sichtlich der „Laborsituation Sichtbarkeit der Leitung“ als auch der fach-lich nicht korrekten Eingangsdaten zur Ermittlung des Flächenpotenzials für die Siedlungsentwicklung - als fachlich äußerst problematisch ein-gestuft werden muss.

Die Zusammenfassung des raumplanerischen Gutachtens weist bei den

Kernaussagen mangelnde Begründungstiefe auf. Die Empfehlungen

können in dieser Form nicht unmittelbar aus dem Gutachten abgeleitet

werden:

(27) In Punkt 4 der Zusammenfassung werden Bereiche genannt, für die ein hohes raumplanerisches Konfliktpotenzial attestiert wird. Dieses Konf-liktpotenzial wird durch die Gutachter auf Seite 404 bereits selbst relati-viert und bildet das relative Verhältnis der Gemeinden zueinander ab. Die Ausgangswerte dafür (Dauersiedlungsraum; 100% Wohnobjekte) sind zudem fachlich nicht korrekt.

Die empfohlenen Teilverkabelungsabschnitte entsprechen nicht den im Gutachten Raumplanung geprüften Abschnitten.

Die Prüfung erfolgte dabei lediglich im Vergleich von Flächenwerten von Wirkräumen der Kabeltrasse zu Konfliktflächen der Freileitung. Die Ent-lastungseffekte durch Verkabelung werden im Nahbereich durch die Gu-tachter bereits selbst relativiert.

(28) In Punkt 6 der Zusammenfassung wird nochmals auf die deutliche Re-duzierung der wesentlichen Konflikte im Falle einer Teilverkabelung verwiesen. Die Reduzierung bezieht sich dabei jedoch ausschließlich auf den geringeren Flächenbedarf. Es wird hier explizit auf die mangeln-de Untersuchungstiefe im Hinblick auf mögliche Auswirkungen durch Fehlen einer konkreten Kabeltrasse hingewiesen.


Seite 13 von 13

5 Resümee

Der Teil 5 des Gutachtens, der sich mit Fragestellungen der Raumpla-

nung beschäftigt, weist an mehreren Stellen derart schwere Mängel in

Bezug auf Vollständigkeit, methodischer Stabilität sowie Konsistenz in-

nerhalb des Gutachtens und zu anderen Gutachtensteilen auf, dass er

als Entscheidungsgrundlage für die weitere Projektentwicklung zur Er-

richtung einer 380 kV Leitung als Lückenschluss des europäischen

Höchtspannungsnetzes nicht geeignet ist.

Zusammenfassung der Kritikpunkte:

• Fehlende Berücksichtigung maßgeblicher Projektbestandteile des Frei-leitungsprojektes wie z.B. Demontagestrecken und die damit verbun-dene Entlastung von bestehenden Siedlungsgebieten bzw. Entwick-lungspotenzialen der Gemeinden bzw. Mitbenützung bereits vorbelas-teter Leitungsräume sowie bestehender Recht und Dienstbarkeiten.

• Wirkung und Machbarkeit von Teilverkabelungen in bezug auf Kriterien der Raumordnung wurden nicht im entsprechend notwendigen Umfang behandelt (keine Bewertung bekannter, zu erwartender Wirkungen, Teilverkabelung ist nicht Bestandteil der Gemeindebefragungen – Konfliktanalyse).

• Keine durchgehend einheitliche Herangehensweise in Bezug auf die räumliche Verortung von Teilverkabelungsabschnitten und die damit verbundenen Leitungslängen und Abstandsflächen.

• Grobe fachliche Mängel bei der Entwicklung und Umsetzung der Be-wertungsmethode:

Sowohl die Abstandsklassen als auch die Daten zu Ermittlung einzel-ner Konfliktkriterien entsprechen nicht der fachlichen Qualität, wie sie für derart komplexe Fragestellungen erforderlich sind, sondern orien-tieren sich am verfügbaren Datenmaterial und rechnerisch ermittelba-ren quantitativen Werten. Sie tragen der räumlichen Situation nicht Rechnung und missachten maßgebliche Faktoren wie z.B. Gelände und Reliefenergie.

• Die Auswahl von Räumen mit hohem Konfliktpotenzial erfolgte auf-grund der relativen Position der Gemeinden zueinander nicht aber ge-messen an maximal möglichen Konflikten – keine „Eichung“ des ma-ximal möglichen Konfliktpotenzials.

• Die vergleichende Prüfung „Freileitung“ und „Teilverkabelung“ (Alterna-tivenprüfung) für ausgewählte Abschnitte liefert keine ausreichend sta-bile Grundlage um konkrete Empfehlungen für Teilverkabelungen ab-zuleiten. Prüfumfang und Prüfmethode zu den Verkabelungsabschnit-ten beziehen sich ausschließlich auf das Flächenausmaß „Wirkraum“.


Beilage 10 Schreiben der Eltra an die APG vom 13.Januar 2004 Eltra wurde in 2005 in die heutige Energinet Danmark integriert und, ist der dänische Übertragungsnetzbetreiber Siehe auch: www.energinet.dk

Übersetzung des Briefes der ELTRA vom 13. Jänner 2004 an die Verbund APG Wien ______________________________________________________________________ Verbund APG Information Zu Handen Herbert Lugschitz Brief Nr. 178252 Am Hof 6A Unser Bezug: PAN/POK Postfach 67 Datum: 13. Jänner 2004 A-1010 Wien Austria Lieber Herbert! Der Verbund hat Eltra zwei Zeitungsartikel übermittelt und uns gebeten, die technischen und ökonomischen Aspekte einer 380kV-Kabelverbindung von 80 km Länge zu kommentieren. Zu allererst muß unterstrichen werden, daß das dänische 400kV-Projekt keine 100%ige Verkabelung der 140 km langen Hochspannungsverbindung zwischen Aarhus und Alborg ist. Insgesamt sind 10% dieser 400kV-Verbindung verkabelt, aufgeteilt auf drei Abschnitte mit insgesamt 14 km. Wenn die Zeitungsartikel das dänische Projekt als Vollverkabelung einer 400kV-Leitung beschreiben, ist das auf ein Mißverständnis zurückzuführen. Wenn der Preisunterschied zwischen Kabel und Freileitung errechnet wird, beeinflussen insbesondere zwei Parameter die Größe des Verhältnisfaktors. Diese Parameter sind einerseits die physikalischen Bedingungen in jenem Trassenstreifen, in dem die Kabel verlegt werden und andererseits die Übertragungskapazität der Kabel. Beim dänischen Projekt übertragen die Kabel nur 1.200 MW. Unter der Annahme des gleichen Kabeltyps würde der Kostenfaktor zwischen einer zweisystemigen Freileitung (2x400kV entsprechend 2.400MW) und einer Kabellösung bei einer Verlegung in normalem Ackerland ungefähr das Siebenfache sein. Wenn das Kabel z.B. einen Fjord kreuzt, wie es bei einem der dänischen Abschnitte der Fall ist, wäre der Kostenfaktor bedeutend höher. Ebenso würden Verkabelungen in besonders sensiblen Landschaften, gebirgigen Regionen und städtischen Bereichen zu einem bedeutend erhöhten Kostenfaktor führen. Ebenso wird der Kostenfaktor, wenn die Übertragungsfähigkeit nicht 2.400 MW beträgt, sondern wie im österreichischen Fall 3.000 MW ist, signifikant höher als 7 sein.

Übersetzung des Briefes von ELTRA 13 Jan 2004.doc

Basierend auf der erforderlichen Übertragungskapazität und den Trassengegebenheiten für das österreichische Projekt scheint es vom dänischen Betrachtungspunkt aus nicht unvernünftig, wenn der Verbund von einem Kostenfaktor von 10 ausginge. Aus der Sicht von Eltra ermöglicht die vorhandene Technologie, lange 400 kV-Kabelverbindungen herzustellen, wobei aber eine Reihe von Nachteilen akzeptiert werden muß. Die hauptsächlichen Nachteile sind:

- bedeutende zusätzliche Kosten für das Projekt - eine wesentlich kompliziertere Struktur der Übertragungsverbindung - bedeutend höhere Energieverluste in der Verbindung - größere Umweltbeeinflussungen der Umgebung während der Bauzeit - höhere magnetische Felder in der unmittelbaren Umgebung des Kabels

Abschließend erscheint es unwahrscheinlich, daß jene Grundbesitzer, die Land für eine elektrische Übertragungsleitung zur Verfügung stellen sollen, dem Projekt positiver gegenüber stehen, weil es eine Kabelleitung ist. „Nicht vor meiner Tür“ wird der Kampfesruf sein, der sie erwartet, egal ob sie eine Freileitung bauen oder ein Kabel verlegen. Mit freundlichen Grüßen Eltra Peter Andersen

Übersetzung des Briefes von ELTRA 13 Jan 2004.doc


Beilage 11 380 kV line Turbigo-Rho Underground cable – Schreiben der Terna an die APG vom 29.März 2007

Terna (Rete Elettrica Nazionale S.p.A.) ist der italienische Übertragungsnetzbetreiber. Das Siehe auch: www.terna.it


Beilage 12 Niedersächsisches Erdkabelgesetz zum Stand der Technik

Auszüge aus der Beilage 11 des Schriftsatzes der Rechtsvertretung der Gemeinden Berndorf, Obertrum am See, Seeham und Seekirchen vom 14.2.2008 an den Umweltsenat zum „Stand der Technik“

Im Pkt 5 wird festgehalten, dass von einer Kabellegung abgewichen werden kann, wenn sie nicht dem Stand der Technik entspricht, oder…..

In diesem Absatz wird erklärt, dass die unterirdische Verlegung von Ho- und Hö-Leitungen von mehr als 110kV derzeit generell noch nicht Stand der Technik ist.


Beilage 13 Schreiben der UCTE an die APG vom 14.Januar 2008 Die UCTE - Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (Union für die Koordinierung des Transports von Elektrizität) – hat den sicheren Betrieb der Netze zur Aufgabe. Siehe auch: www.ucte.org

2008-01-14

Secretariat Boulevard Saint-Michel,15 1040 Brussels • Belgium Tel +32 2 741 69 40 Fax +32 2 741 69 49 [email protected] • www.ucte.org

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Dear Mr. Kaupa, UCTE as the community of transmission system operators (TSOs) highly welcomes improvements of grid infrastructure which increase the reliability of the synchronously interconnected system and facilitate the well function-ing of the free electricity market. In order to maintain security and stability of the European power system it is of utmost importance to have a strong backbone of 400 kV lines. Up to now this major transmission backbone is still missing in several areas af-fecting the reliability in critical situations and limiting the transmission ca-pacity for the market. Especially for the transmission grid situation in Austria we would like to mention the following areas of UCTE concern:

In the near future strong North to South corridors will be needed for connecting regions of wind energy injection with the locations of powerful pump storage plants.

The existing single circuit line (220 kV) between Austria and Italy does not meet the requirements of an international tie line as due to overloading it has to be operated in radial operation for long periods of time. If this line were replaced by a 400 kV double circuit line North to South load flows (or vice versa) would increase remarka-bly.

Concerning infrastructure technology we would like to give some general remarks that may support you to assess various options for current pro-jects. 400 kV overhead power lines have proved to be robust and efficient grid elements of terms of load limits, lifetime, maintenance, and reliability if they are designed and built according to predicted future load flows and adapted to regional meteorological conditions. Underground cables on the 400 kV level are chosen as an alternative only in very densely populated areas or in environmentally sensible regions or when overhead lines are physically impossible (e.g. near airports). Other applications of 400 kV cables are feeder lines for distribution networks or for connecting power plants to the transmission system. For such applica-

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tions load can be defined and the load limits of cables may be chosen in accordance with the load flow that is limited by radial operation or by con-trollable grid elements like phase shifting transformers. For the time being 400kV AC cable systems cannot compete with overhead power lines in the transmission grid. Using cables for lines in intercon-nected operation (400 kV backbone) presents serious technical, financial and environmental drawbacks. In this context the most critical issues of 400 kV underground cables are as follows:

Dimensioning of new lines should be based on best knowledge of future load increase, commissioning of new power plants, new pump storage facilities, further expansion of renewables, etc. Load limit reserves should be foreseen to last for the lifetime of the planned system. A single cable system has a maximum capacity with forced cooling of about 1.500 MVA whereas a typical capacity of an overhead power line is about 1.800 MVA and more.

Laying multiple underground cable systems in parallel to achieve the same rating as an overhead power line multiplies investment and increases the required route width.

Cost factors comparing 400 kV underground cables and overhead lines in the range of 4:1 to 20:1 depending on the capacity and envi-ronment do not favor underground cables.

Due to their low specific impedance cables in interconnected sys-tems “attract” additional loop flows from neighboring branches and are therefore prone to overloading.

It is true that cables are immune to some causes of disturbances – such as storms, icing, air pollution, etc. – but they are threatened by other causes (floods, landslides, excavation works). Even though faults in cables do not occur very often, every fault in a cable leads to lengthy localization procedures of the fault and long repair times. Repair times for cables range from weeks to months, whereas damages on overhead lines can be either repaired in short time or can be bypassed by erecting provisional towers within a few days.

Alternating sections of overhead lines and cables cause serious dif-ficulties for the availability of the system. Combined routes of cables and overhead lines combine the drawbacks of both technical sys-tems: due to atmospheric effects, overhead lines have relatively of-ten self healing failures which would lead in a combined ca-ble/overhead line system to a shut down of the system. Before it can be taken back into operation again, lengthy fault localizations procedures are necessary as auto reclosure would damage a cable significantly. Furthermore at every point of change cable/overhead line important installations are necessary with a big impact into the landscape. These installations are additive weak points in the sys-tem.

There is no experience with the life time of new XLPE-400kV ca-bles, estimations range from 25 to 40 years. Compared to 80 years or even more for overhead power lines, much more investment in cables has to be made. Removing worn cables and laying new ones

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will keep the system out of operation for long periods or requires parallel systems and routes during the replacement.

Several electrical phenomena of cables (overcurrents and overvolt-ages while switching on or off, reactive power compensation) re-quire specially designed components. These problems also restrict the use of cables during island operation or for restoration after blackout.

Caused by the very high weight of cables and the restricted trans-portation capacitiy on land the cable parts have to be connected by coupling boxes every 600 to 1000m. These coupling boxes are ad-ditive weak points and reduce the security of the system.

Even though a cable itself is not visible, a cable route is usually very visible as a cable route through a forest requires that all trees are cut down along the route. In addition it is not allowed to plant plants with deep roots over a cable. Consequently the use for farmland is severely restricted. On the other side overhead power lines pose no restrictions on the use of farmland in their vicinity.

UCTE therefore recognizes overhead power lines as the most reliable and most secure technical solution for transmitting electricity over long distances. Furthermore based on different studies within UCTE an overhead line is the more efficient and more economic way for the transportation of electricity compared with underground cables at the 400 kV level. Taking into account all the experiences reported by TSOs over the last years, the UCTE Working Group “Operations & Security” strongly rec-ommends to avoid using underground cables as part of the 400 kV backbone of the Trans-European Network. Sincerely yours,

Hans-Peter Aebi Marcel Bial Chairman of the Steering Committee Secretary General CC: K. Kleinekorte, Chairman of the UCTE WG “Operation and Security”


Beilage 14 Resümee des Energie-Control Gutachtens von Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. Bernd Rüdiger Oswald (27.12.2007)

e-control Die E-Control GmbH (ECG) hat zur Aufgabe, „die Umsetzung der Liberalisierung des österreichischen Strom- und Gasmarktes zu überwachen, zu begleiten und gegebenenfalls regulierend einzugreifen.“ (Quelle www.e-control.at) Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. Bernd Rüdiger Oswald Leibniz Universität Hannover Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik Welfengarten 1 30167 Hannover, Deutschland Fachkenntnisse

• Elektrische Energieversorgung • Netzbetrieb und Netzstörungen • Energieversorgungsnetze • Komponenten in der Elektrischen Energieversorgung

(Quelle: www.uni-hannover.de)

Gutachten zur 380-kV-Salzburgleitung Abschnitt Tauern-Salzach neu 63

9 Zusammenfassende Bewertung der Leitungssysteme

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64 Gutachten zur 380-kV-Salzburgleitung Abschnitt Tauern-Salzach neu

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Gutachten zur 380-kV-Salzburgleitung Abschnitt Tauern-Salzach neu 65

Resümee

1) Die Leitungsausführung als Freileitung stellt nach technischer, betrieblicher und wirt-schaftlicher Bewertung eindeutig die beste Lösung dar.

2) Ein Kabelsystem ist aufgrund der schlechteren Abfuhr der Verlustwärme bei natürlicher Kühlung trotz wesentlich höherer Leiterquerschnitte deutlich geringer belastbar als ein Freileitungssystem. Im Fehlerfall beträgt die Reparaturdauer eines Kabelsystems (Wo-chen) ein Vielfaches der der Freileitung (Stunden bis Tage).

3) Eine zur Freileitung vollwertige Kabelanlage sollte die gleiche maximale Leistung (ther-mische Grenzleistung) und die gleiche Verfügbarkeit aufweisen. Anderenfalls stellt das Kabelsystem entweder einen Leistungsengpass oder ein Versorgungsrisiko dar.

4) Eine leistungsäquivalente 1:1-(Teil)Verkabelung einer Doppel-Freileitung (1 Kabelsys-tem für ein Freileitungssystem) ist mit den heute kommerziell verfügbaren VPE-Kabeln (ohne zusätzliche Kühlung) nicht möglich und wäre aufgrund der deutlich längeren Repa-raturdauer der Kabel gegenüber der Freileitung auch aus Gründen der Versorgungszu-verlässigkeit abzulehnen.

5) Eine (Teil)Verkabelung einer Doppel-Freileitung mit drei parallel geschalteten Kabeln ist mit der Einschränkung der betrieblichen Freizügigkeit der beiden Leitungssysteme, hohen Kosten und hohem Platzbedarf der Kabelübergangsanlagen, kompliziertem Netz-schutz bei nicht genügendem Zuwachs an Übertragungsleistung verbunden und deshalb abzulehnen.

6) Für eine leistungsäquivalente (Teil)Verkabelung einer Doppel-Freileitung sind auch un-ter Berücksichtigung der schaltungstechnischen und betrieblichen Unzulänglichkeiten von 3 Kabelsystemen (s. Punkt 5) 4 Kabelsysteme erforderlich. Dabei können je zwei Kabelsysteme einem Freileitungssystem fest zugeordnet werden, so dass die beiden Lei-tungssysteme unabhängig voneinander betrieben werden können und der Ausfall eines Leitungssystems ohne Folgen für das andere System bleibt. Die Kabel sind so auszulegen, dass bei Ausfall eines Kabelsystems das verbleibende Kabelsystem noch die (n-1)-Leistung von 1500 MVA pro Leitungssystem übertragen kann. Bei Verwendung von Ka-beln mit einem Kupferquerschnitt von 2500 mm2 mit einer Übertragungsfähigkeit von 1526 bis 1060 MVA (je nach Belastungsgrad und Verlegung) ist mit zwei Kabelsystemen pro Freileitungssystem im Normalbetrieb bei entsprechender Verlegung auch die thermi-sche Grenzleistung der Freileitung von 2300 MVA pro System sichergestellt. Die Ein-schränkung auf 1500 MVA während der Reparaturdauer eines ausgefallenen Kabelsys-tems muss in Kauf genommen werden. Aufgrund der festen Zuordnung von je zwei Ka-belsystemen zu einem Freileitungssystem können bei einer Teilverkabelung die Kabel-übergangsanlagen ohne Schaltfelder wartungsfrei ausgeführt werden, wodurch die Kos-ten und der Platzbedarf minimal bleiben.

7) Es existiert weltweit keine zur Salzburgleitung vergleichbare Kabelstrecke. Bisher wur-den weder 380-kV-VPE-Kabel noch GIL in der hier vorgesehenen Länge von 108 km ü-berland verlegt noch im europäischen Verbundnetz (im Unterschied zur städtischen Ver-sorgung) überhaupt eingesetzt, so dass weder Erfahrungen zum Betriebsverhalten noch zu den tatsächlichen entstehenden Kosten vorliegen und keine konkreten Aussagen zum Fehlerverhalten, zur tatsächlichen Lebensdauer, zu den Reparaturdauern und den Kosten einer Störungsbeseitigung gemacht werden können.

8) Die Gesamtkosten (Barwerte) der Leitungsausführung Tauern-Salzach neu als komplette Kabelstrecke mit 4 Kabelsystemen liegen mit 1.176 Mio.€ um den Faktor 6,2 höher als für die Freileitungsausführung (rd. 190 Mio.€).

66 Gutachten zur 380-kV-Salzburgleitung Abschnitt Tauern-Salzach neu

9) Die Gesamtverluste der gesamten Kabelanlage (Barwert: rd. 122 Mio.€) sind durch die Verluste der zur Blindleistungskompensation erforderlichen Spulen entgegen der weit verbreiteten Meinung sogar größer als die der Freileitung (Barwert: rd. 84 Mio.€).

10) Die komplette Verkabelung, sowie Teil- oder Zwischenverkabelungen einer Freilei-tung sind aus technischer, betrieblicher und wirtschaftlicher Sicht nur mit Nachteilen ver-bunden und unter diesen Gesichtspunkten abzulehnen. Die Verkabelung erhöht die Pro-jektkosten schon bei kurzen Abschnitten wesentlich. Bei einer Teilverkabelung von 9 km (entspricht etwa 8 % der Freileitungstrasse) mit 4 Kabelsystemen belaufen sich die Kos-ten schon auf das rd. 1,4-fache der Gesamtkosten der Leitungsausführung als Freileitung. Die Teilverkabelung von zwei Abschnitten mit 9 km und 14 km Länge verteuert die Ge-samtkosten der Leitung bereits auf das Doppelte (2-faches Kostenverhältnis).

11) Die hier zugrunde gelegte Kostenermittlung für die Kabelanlage erfolgte ohne Berück-sichtigung eventueller Kühlung an engen Trassenabschnitten, ohne Berücksichtigung von Muffenbauwerken, ohne Teilentladungsüberwachung der Muffen, ohne Überwachungs- und Inspektionskosten, ohne Rückbaukosten und Ersatzinvestition für das Kabel nach 40 Jahren sowie keinerlei Annahmen zu Kosten für eine Schadensbeseitigung- und Versor-gungsunterbrechung.

12) Betriebliche Aspekte, wie das Ein- und Ausschaltverhalten längerer Kabelabschnitte, das Schalten der Kompensationsspulen, Resonanzerscheinungen, sowie die Beanspruchung des Kabels durch Überspannungen und Kurzschlussströme bergen Risiken für den Netz-betrieb und die Versorgungssicherheit. Die Analyse dieser Vorgänge gehören zu einer um-fassende Beurteilung von Verkabelungsstrecken, waren aber nicht Gegenstand des Auf-tragsumfanges.

13) Die GIL hat ähnliche elektrische Eigenschaften wie die Freileitung bei geringeren Verlus-ten. Reparaturen sind noch aufwendiger als beim Kabel und haben noch längere Aus-Zeiten zur Folge. Die Gesamtkosten lassen sich nur schwer beziffern. Sie hängen auch stark von der Geländebeschaffenheit ab. Häufige Höhen- und Richtungsänderungen ver-teuern die Anlage durch den Einsatz von Sonderbausteinen erheblich. Es ist aber unstrit-tig, dass die Gesamtkosten nochmals deutlich über denen der Kabelausführung liegen. In einer ähnlichen Studie /31/ wurde für das Kostenverhältnis von GIL zu Kabel im flachen Gelände der Wert 2,2 ermittelt.


Beilage 15 Gutachten zum vorliegenden Berichtsteil zu „5.2. Konfliktanalyse auf Basis einer Gemeindebefragung aus der Studie“ von Univ. Prof. Dkfm. Dr. Fritz Karmasin

Univ. Prof. Dkfm. Dr. Fritz Karmasin KARMASIN MARKTFORSCHUNG Österreichisches Gallup Institut Anastasius Grün-Gasse 32 1180 Wien Österreich Fachkenntnisse

• Markt- und Meinungsforschung

armas¡nMa rktforsch u ngOsterr, Câllup lnstìtut

Gutachten zum vorliegenden Berichtsteil5.2. Konfliktanalyse auf Basis einer Gemeindebefragung aus der Studie

Machbarkeitsuntersuchung zur Gesamt- oderTeilverkabelung der 380-kV-Leitung,oSt. Peter - Tauern" im Bundesland Salzburg

Endfassung

Bericht-Nr. : 07 -427 46,01 -C

Dresden, 27. Januar 2008

Die diesem Studienkapitel zugrunde liegende Gemeindebefragung efolgte schriftlich in einem Zeitraum

vom 24.9. bis 5.11.2007. Die Bruttostichprobe dieser, an die Bürgermeister gerichteten Umfrage waren

28 Gemeinden, deren Gemeindegebiet von der Trasse im 1. und 2. Abschnitt durchquert wird.

Aus 17 Gemeinden wurden Fragebögen zurückgesandt, wobei nichts darüber vermerkt ist, ob und in

welchem Maß vollständig diese beantwoftet wurden. Besonders zu beachten ist, dass in 7 von 17 Fällen

nicht die als Auskunftsperson ausgewählten Bürgermeister, sondern andere Personen, z.B, Veftreter

örtlicher Bürgerinitiativen, Vertreter politischer Pafteien, Amtsleiter etc. den Fragebogen ausgefüllt

haben. In einem Fall hat ein Bürgermeister den Fragebogen ,,im Namen von 3 weiteren Gemeinden"

ausgefiìllt. Bei einer Antwortquote von 60 o/o - das heißt 40 o/o Ausfall einer kleinen Bruttostichprobe

kann nicht von statistisch relevanten Ergebnissen ausgegangen werden.

In den Unterkapiteln zu Kap. 5.2. wird auf 28 Gemeinden detaillieft eingegangen:

5.2.1 Berndorf

5.2.6. Eugendorf

5.2.11. Oberalm

5.2.16. Golling

5.2.21. St. Veit

5.2.26. Fusch

5.2.2. Seeham

5.2.7. Plainfeld

5.2.12. Adnet

5.2.17. Werfen

5.2.21.Goldegg

5.2.27 Kaprun

5.2.3. Obertrum

5.2.8. Koppl

5.2.13. Hallein

5.2.18. Bischofshofen

5.2.23. Dienten

5.2.28 Piesendorf.

,,Das Österreichische Gallup-lnstitut" Dr. Karmasin Ges.m. b. H.

Firmenbuch Wien FN nV6z d

IBAN: z9 11 ooo oo 61 3z 5oo oo, UID: ATU r6o 58 zo9CA-Konto: 61 3z 5oo ooPostspa rkassen konto: 7887 48

5.2.4. Seekirchen 5.2.5. Elixhausen

5.2.9. Elsbethen 5.2.10. Puch

5.2.14. Vigaun 5.2.15 Kuchl

5.2.19. St. Johann i. Pongau 5.2.20. Mühlbach

5.2.24. Taxenbach 5.2.25. Bruck

A-rr8o Wien, Anastasius Crün-Casse 3zTel. +43-'r-4-7o 47 24-oFax +43-r-4-7o 47 24-19office@gal lup.at, www.ga ll up.atCeschäft sfü h rer: U n iv.-Prof. Dr. Fritz Ka rma si n

Eine Ubersichtsausweftung der pro und contra Stellungnahmen der Fragebogenausfüller ergibt - ohne

Berücksichtigung inhaltlicher Schwerpunkte - folgendes Bilc.

Von 28 Trassengemeinden:

keine Stellungnahme, d.h, auch keine Ablehnung: 8

neutral: 5

positiv: 3

negativ: L2

Auf eine eindeutig ablehnenden Haltung kann daraus nicht geschlossen werden, ein gewisses

Konfliktpotential ist in 12 von 28 Gemeinden vorhanden.

Die Gemeindebefragung hat aus marktforscherischer Sicht einige Mängel aufzuweisen die nachfolgend

kuz zusammengefasst werden.

1. Der lange Erhebungszeitraum

Innerhalb von rund 6 Wochen kann von unterschiedlichen Informationsphasen ausgegangen

werden, d.h. eine Auskunftsperson in der letzten September-Woche hatte vermutlich einen

anderen Wissensstand als in der 1. November-Woche.

2. Die Erhebungsmethode

Schriftliche Befragungen gelten aus verschiedenen Gründen als methodisch nicht so zuverlässig

wie persönliche/telefonische Befragungen, da es nicht sichergestellt ist, wer den Fragebogen

ausfüllt, d.h. wessen Meinung hier wiedergegeben wird, ob die Fragestellungen verstanden und

ausreichend beantwortet wurden.

3. Ein, unserer Meinung nach erhebliches Defizit der vorliegenden Studie stellt die Tatsache dar,

dass keine Bevölkerungsumfrage vorliegt, d.h. die Meinung der direkt und indirekt

Betroffenen in keiner Weise berücksichtigt wurden.

4. Entgegen den üblichen Usancen bei der Publikation von Umfragen ist der eingesetzte

Fragebogen nicht in der Studiendokumentation/Anhang enthalten. Es kann daher keine

Bewertung der Sinnhaftigkeit und fachlich richtigen Formulierung der Fragen erfolgen.

Textstellen wie z.B. ,,Die Befragten haben die Frage, ob sie erwarten, dass von dem

Vorhaben der Verbund APG erhebliche Belastungen ausgehen würden, für insgesamt 14

Gemeinden zustimmend beantworfef" (Seite 308) lassen allerdings vermuten, dass diese Frage

suggestiv formulieft war.

Weiters auffällig ist, dass sich aus den Detailergebnissen 12 und nicht 14 negative

Gemeindestimmen ergaben.

5. Die Abbildung 5-6 auf S. 309 ist unserer Meinung nach irreführend, da eine ausschließlich

negativ form u I iefte Ana lyse doku mentiert wi rd.

13 Gemeinden mit Ennrartung erheblicher Belastung

7 Gemeinden ohne Enarartung erheblicher Belastung

8 Gemeinden ohne Angaben

Die positiven Stellungnahmen in den Fragebögen Kuchl, Wefen, Goldegg finden hier keine

Erwähnung.

Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass das Kapitel 5.2. der vorliegenden Studie nur

teilweise den Zielvorstellungen entspricht, Positiv zu vermerken ist der systematische Aufbau dieser

Sekundärerhebung und die übersichtliche Gliederung in vergleichbare Unterkaptiel pro untersuchter

Gemeinde, Die Kapitel zur Trassenplanung aus der Sicht der Gemeindeveftretung und der Bürgerschaft

beschränken sich allerdings auf die in der Umfrage angegebenen Aussagen der Bürgermeister bzw, der

anderen Auskunftspersonen - die Meinung der Bürger selbst wurde nicht erhoben. Hinzu kommt, dass

auf einer statistisch völlig unzureichenden Basis mit einer oberflächlichen und intransparenten

Erhebungsmethodik Aussagen zu einer allgemeinen Stimmungslage bzw. einem Konfliktpotential

getroffen wurden.

Wir empfehlen eine objektive und statistisch abgesicherte Meinungsbefragung der Bevölkerung in den

Anrainergemeinden.

Univ. Prof. Dkfm. Drì

gerichtlich beeideter Sachverständiger

Wien, 18.3.2008


Beilage 16 Schreiben der E.ON Netz GmbH vom 14.Januar 2008 – „Koordinierte Planungsaktivitäten / Baustandard und zukünftige Übertragungsabfordernisse“


Beilage 17 FGH Kurzgutachten zu „Ermittlung und Vergleich von Leistungsflüssen auf der Salzburgleitung unter Berücksichtigung von Netzausbau und Lastentwicklung“

Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. Roermonder Str. 199 52072 Aachen, Deutschland Arbeitsgebiete:

• Zuverlässigkeitsorientierte Netzplanung nach deterministischen oder probabilistischen Kriterien

• Implementierung der neuen Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik • Asset-Management und Entwicklung angemessener Instandhaltungsstrategien • Zustandsbeurteilung und Abschätzung der Restlebensdauer technischer Anlagen • Netzintegration dezentraler Erzeugungsanlagen • Bewertung schutz- und leittechnischer Einrichtungen • Zertifizierung der Kraftwerkseigenschaften von Windenergieanlagen

Kurzgutachten

Ermittlung und Vergleich von Leistungsflüssen auf der Salzburgleitung unter Berücksichtigung von Netzausbau und Lastentwicklung

Im Auftrag der VERBUND - Austrian Power Grid AG (APG) wurde ein, der KEMA IEV im Rahmen der Salzburgleitungsstudie1 von APG zur Verfügung gestellter Datensatz, der aus der vollständigen Abbildung des österreichischen Höchstspannungsnetzes sowie einer reduzierten Abbildung des umgebenden UCTE-Netzes besteht, analysiert.

Tabelle 1 Geplante Netzausbaumaßnahmen im Höchstspannungsnetz bis zum Jahr 2025

Bezeichnung Leitertyp Länge Nenn-

spannung

Salzburgleitung St. Peter – Salzach NEU – Pongau –

Tauern 2x3x3xAl/St 635/117mm2 156 km 380 kV

Steiermarkleitung Kainachtal – Oststeiermark –

Südburgenland 2x3x3xAl/St 635/117mm2 97 km 380 kV

Umstellung Donauschiene auf 380 kV

St. Peter – Ernsthofen unverändert - 380 kV

Umstellung auf 380 kV Lienz – Malta

2x3x3xAl/St 635/117mm2 unverändert 380 kV

Isar – St. Peter 2x3x3xAl/St 635/117mm2 70 km 380 kV

Rückbau bzw. Abschaltung Altheim – St. Peter Pirach – St. Peter

- - 220 kV

Lienz – Cordignano ODER

Lienz – Sandrigo 2x3x3xAl/St 635/117mm2 100 km 380 kV

Rückbau bzw. Abschaltung Lienz – Soverzene

- - 220 kV

Auflegen des 2. Systems Dürnrohr – Slavetice

unverändert - 380 kV

Rückbau St. Peter – Salzach – Tauern - 159 km 220 kV

Teilweiser Rückbau Weißenbach – Tauern & Einbindung

Pongau -

Rückbau 53 km Neubau 14 km 220 kV

1 Machbarkeitsuntersuchung zur Gesamt- und Teilverkabelung der 380-kV-Leitung „St. Peter – Tauern“ im Bundesland Salzburg, KEMA IEV, Dresden, 27 Januar 2008

Hintergrund dieses Auftrages waren abweichende Ergebnisse bei der Berechnung des Leistungsflusses auf der Salzburgleitung zwischen APG und KEMA IEV. Daher sollte die FGH die erforderliche Nachpflege der von APG für den Zeitraum bis in das Jahr 2025 kommunizierten Netzzustandsänderungen vornehmen und die Leistungsflussergebnisse ermitteln. Bei den Netzzustandsänderungen handelt es sich um geplante, aber derzeit noch nicht realisierte Netzausbaumaßnahmen im österreichischen Höchstspannungsnetz nach Vorgabe von APG (Tabelle 1). Für die in den Tabellen blau markierten Netzzustands-änderungen und Netzbelastungen waren, wie bei derartigen Netzstudien üblich, weiter-gehende Abstimmungen mit APG erforderlich, die zu Abweichungen bzw. Erweiterungen der ursprünglichen, zunächst nur in Schriftform vorliegenden, Vorgaben führten. Im Zuge der Reduktion des umgebenden UCTE-Netzes entfällt u.a. der Netzknoten Cordignano im italienischen Höchstspannungsnetz, als neuer Netzanschlussknoten für die nach Tabelle 1 geplante 380-kV-Kuppelleitung Lienz - Cordignano wurde daher in Absprache mit APG der benachbarte Netzknoten Sandrigo gewählt. Für von APG definierte Belastungszustände wurden die Leistungsflüsse auf der Salzburgleitung ermittelt. In diesen Belastungszuständen wurden erwartete Verbrauchssteigerungen bis in das Jahr 2025 sowie bekannte Kraftwerks-projekte nach APG-Vorgabe berücksichtigt (Tabelle 2). Das verbleibende zusätzliche Defizit in der Wirkleistungsbilanz im österreichischen Höchstspannungsnetz wird gemäß APG-Prognose durch einen entsprechend erhöhten Import aus Deutschland ausgeglichen.

Tabelle 2 Erwartete Verbrauchssteigerungen und Kraftwerksprojekte (Stand 2025)

Netzknoten Abnahme Szenario 1

Abnahme Szenario 2

Bemerkung

Malta 850 MW 1100 MW Pumpspeicherkraftwerk

Zell 600 MW 600 MW Pumpspeicherkraftwerk, TIWAG-Netz

Tauern 600 MW 770 MW Pumpspeicherkraftwerk, Salzburg AG Netz

Pongau 450 MW 350 MW Pumpspeicherkraftwerk, Salzburg AG Netz,

ENAG, SNG

Salzach NEU 250 MW 250 MW Salzburg AG Netz

Kaprun 130 MW 130 MW Pumpspeicherkraftwerk

Um der unsicheren Lastentwicklung bis zum Jahr 2025 Rechnung zu tragen, werden insgesamt drei durch APG vorgegebene Belastungsszenarien betrachtet. In allen Szenarien werden die Pumpspeicherkraftwerke südlich der Salzburgleitung im Pumpbetrieb gefahren. Das in Tabelle 2 nicht aufgeführte dritte Szenario erweitert Szenario 2 durch Berücksichtigung eines weiteren Zubaus von Pumpspeicherkraftwerken in Kärnten, welche durch ein zusätzliche Leistungsabnahme von 600 MW am Netzknoten Malta angesetzt wurden.

Die sich unter Annahme der Belastungsszenarien nach Tabelle 2 und bei Netzausbau nach Tabelle 1 ergebenden Leistungsflüsse auf ausgewählten Leitungen im österreichischen Höchstspannungsnetz sind in Tabelle 3 dargestellt. Abhängig vom Belastungsszenario ergibt sich der Wirkleistungsfluss auf der Salzburgleitung zu maximal 2782 MW. Der maximale Wirk-leistungsfluss auf der Salzburgleitung tritt nach Tabelle 3 stets auf dem ersten Teilstück von St. Peter nach Salzach NEU auf. Unter Annahme eines Leitungsausfalls im nördlichen Teil des Bundeslandes Salzburg auf dem Teilstück St. Peter – Salzach NEU ergeben sich je nach

Belastungsszenario nach Tabelle 3 maximale Leistungsflüsse auf dem verbleibenden Leitungssystem von 2287 MW bis zu 2511 MW und damit deutlich oberhalb der, in der Salzburgleitungsstudie angeführten, ca. 1550 MW (Variante Freileitung im horizontalen Starklastfall).

Tabelle 3 Leistungsflüsse auf der Salzburgleitung und ausgewählten grenzüberschreitenden Kuppelleitungen, in Klammern Leistungsfluss auf dem verbleibenden Leitungssystem bei Leitungsausfall St. Peter – Salzach NEU

Bezeichner Wirkleistungsfluss

Szenario 1 [MW]

Wirkleistungsfluss Szenario 2

[MW]

Wirkleistungsfluss Szenario 2 &

KELAG Abnahme 600 MW [MW]

Wirkleistungsbezug aus Deutschland

Isar – St. Peter 2x 1079 2x 1107 2x 1181

Simbach – St. Peter -16 -7 19

Pleinting – St. Peter 228 237 262

Wirkleistungsfluss über die Salzburgleitung NORD SÜD

St. Peter – Salzach NEU 2x 1263

(2287)

2x 1301

(2354)

2x 1391

(2511)

Salzach NEU – Pongau 2x 1132 2x 1169 2x 1257

Pongau – Tauern 2x 861 2x 952 2x 1045

Aachen, den 31. März 2008

Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft (FGH) e.V.


Beilage 18 Stellungnahme KEMA-Studie von Dr. Pietro Beritelli Vizedirektor Dr. Pietro Beritelli Universität St. Gallen Institut für Öffentliche Dienstleistungen und Tourismus Dufourstrasse 36 9000 St. Gallen, Schweiz Fachkenntnisse

• Öffentliche Dienstleistungen • Tourismus

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Dufourstrasse 40a

CH-9000 St.Gallen

Fon +41(71)224-2525

Fax +41(71)224-2536

http://www.idt.unisg.ch

Institut für Öffentliche Dienstleistungenund Tourismus


Beilage 19 Stellungnahme von Wittmann Rücker Kyek & Ellmauthaler Institut für Ökologie OEG zu „Vergleich von Freileitungs- zu Kabelvarianten aus Sicht des Naturhaushaltes exklusive der Vogelfauna“

Wittmann Rücker Kyek & Ellmauthaler Institut für Ökologie OEG Abfalterhofweg 12 5026 Salzburg, Österreich

Salzburgleitung

Tauern – Salzach neu

Vergleich von Freileitungs- zu Kabelvariantenaus Sicht des Naturhaushaltes

exklusive der Vogelfauna

Institut für ÖkologieH. Wittmann, Th. Rücker, M. Kyek

Salzburg, Dezember 2007

Vergleich Freileitungs- und Kabelvariante UVE / Salzburgleitung Tauern – Salzach neu

______________________________________________________________________________________________________ Seite 2/19 VERBUND-Austrian Power Grid AG

Inhalt

TU1UT TUEINLEITUNG UT ..................................................................................................... 4

TU2UT TUMATERIAL UND METHODENUT .......................................................................... 4

TU3UT TUBEFUND UND GUTACHTENUT ............................................................................ 5 TU3.1 UT TUAnalyse nach Lebensraumtypen UT ............................................................................................... 5 TU3.1.1 UT TUStillgewässer UT ......................................................................................................................... 5

TU3.1.1.1UT TUFreileitungUT ................................................................................................................................................ 5 TU3.1.1.2UT TUKabel UT ........................................................................................................................................................ 5 TU3.1.1.3UT TUFazit UT.......................................................................................................................................................... 5

TU3.1.2 UT TUFließgewässer UT ....................................................................................................................... 6 TU3.1.2.1UT TUFreileitungUT ................................................................................................................................................ 6 TU3.1.2.2UT TUKabel UT ........................................................................................................................................................ 6 TU3.1.2.3UT TUFazit UT.......................................................................................................................................................... 6

TU3.1.3 UT TUAubiotope UT .............................................................................................................................. 6 TU3.1.3.1UT TUFreileitungUT ................................................................................................................................................ 6 TU3.1.3.2UT TUKabel UT ........................................................................................................................................................ 7 TU3.1.3.3UT TUFazit UT.......................................................................................................................................................... 7

TU3.1.4 UT TUHochmoor-Lebensräume UT....................................................................................................... 7 TU3.1.4.1UT TUFreileitungUT ................................................................................................................................................ 7 TU3.1.4.2UT TUKabel UT ........................................................................................................................................................ 8 TU3.1.4.3UT TUFazit UT.......................................................................................................................................................... 8

TU3.1.5 UT TUNiedermoor-Lebensräume und Streuwiesen UT ........................................................................ 8 TU3.1.5.1UT TUFreileitungUT ................................................................................................................................................ 8 TU3.1.5.2UT TUKabel UT ........................................................................................................................................................ 8 TU3.1.5.3UT TUFazit UT.......................................................................................................................................................... 9

TU3.1.6 UT TUExtensiv bewirtschaftete Futtergraswiesen UT........................................................................... 9 TU3.1.6.1UT TUFreileitungUT ................................................................................................................................................ 9 TU3.1.6.2UT TUKabel UT ........................................................................................................................................................ 9 TU3.1.6.3UT TUFazit UT.......................................................................................................................................................... 9

TU3.1.7 UT TUSumpf-Lebensräume UT ........................................................................................................... 10 TU3.1.7.1UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 10 TU3.1.7.2UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 10 TU3.1.7.3UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 10

TU3.1.8 UT TUWirtschaftswälder UT ................................................................................................................ 10 TU3.1.8.1UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 10 TU3.1.8.2UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 11 TU3.1.8.3UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 11

TU3.1.9 UT TUNaturnahe, ökologisch wertvolle Waldbestände UT ................................................................. 12 TU3.1.9.1UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 12 TU3.1.9.2UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 12 TU3.1.9.3UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 12

TU3.1.10UT TUFeldgehölze, Hecken, Streuobstwiesen UT.............................................................................. 13 TU3.1.10.1 UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 13 TU3.1.10.2 UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 13 TU3.1.10.3 UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 14

TU3.1.11UT TUHalbtrockenrasen UT ................................................................................................................ 14 TU3.1.11.1 UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 14 TU3.1.11.2 UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 14 TU3.1.11.3 UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 14

TU3.1.12UT TUMagerweiden UT ....................................................................................................................... 14 TU3.1.12.1 UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 14 TU3.1.12.2 UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 15

UVE / Salzburgleitung Tauern – Salzach neu BIOTOPE UND ÖKOSYSTEME

______________________________________________________________________________________________________ VERBUND-Austrian Power Grid AG Seite 3/19

TU3.1.12.3 UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 15 TU3.1.13UT TUFelswände, Lesesteinmauern UT ............................................................................................. 15

TU3.1.13.1 UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 15 TU3.1.13.2 UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 15 TU3.1.13.3 UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 16

TU3.1.14UT TULandschaftlich intensiv genutztes Grünland UT........................................................................ 16 TU3.1.14.1 UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 16 TU3.1.14.2 UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 16 TU3.1.14.3 UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 16

TU3.1.15UT TUUrbane Siedlungsstrukturen, Gewerbegebiete, Verkehrsflächen UT....................................... 17 TU3.1.15.1 UT TUFreileitungUT .............................................................................................................................................. 17 TU3.1.15.2 UT TUKabel UT ...................................................................................................................................................... 17 TU3.1.15.3 UT TUFazit UT........................................................................................................................................................ 17

TU3.2 UT TUGenerelle Betrachtung UT.............................................................................................................. 17

TU4UT TULITERATURUT..................................................................................................... 18



1 Einleitung Seitens der Verbund Austrian Power Grid und der Salzburg Netz ist die Errichtung der 380 kV-Leitung zwischen dem neu zu errichtenden Umspannwerk Salzach und dem Umspann-werk Tauern mit zwei Stichleitungen nach Wagrain bzw. zum Umspannwerk Pongau geplant. Im Zuge der Diskussion über dieses Vorhaben wurde sowohl von Seiten der Politik als auch von Seiten der Bevölkerung die Forderung nach Verkabelung bzw. Teilverkabelung dieser Hochspannungsleitung erhoben. In diesem Zusammenhang ist die Verbund Umwelttechnik GmbH, vertreten durch Herrn DI. Dr. Christian BELLINA an das Institut für Ökologie mit der Bitte um Erstellung eines Gutachtens über die unterschiedlichen Auswirkungen einer Freilei-tungsvariante einerseits und einer Kabelvariante andererseits herangetreten. Dieses Gutach-ten sollte im Wesentlichen den Parameter Naturhaushalt, d. h. die Tier- und Pflanzenwelt und die sie prägenden bzw. bestimmenden Standortparameter umfassen, wobei jedoch die Vogelfauna exkludiert wurde. Die Avifauna wird nämlich in einem eigenen Gutachten abge-handelt. Mit nachstehenden Ausführungen wird daher ein Vergleich der unterschiedlichen Wirkungen von Freileitungs- und Kabelvariante vorgelegt, wobei dies anhand der im derzeit aktuellen Trassenkorridor vorhandenen Lebensraum- bzw. Biotoptypen erfolgt. Bereits an dieser Stelle wird ausdrücklich darauf hingewiesen, dass es sich bei den nachstehenden Ausführungen um eine sektorale Betrachtung ausschließlich aus Sicht des Naturhaushaltes, d. h. der in einem bestimmten Biotoptyp vorkommenden Lebewesen und des Beziehungs- und Wirkungsgefüges dieser Organismen untereinander und zu ihrer Umwelt handelt.

2 Material und Methoden Zur Beurteilung der Eingriffsintensität der Errichtung einer 380 kV-Freileitung wurden Mast-standorte der bestehenden Leitung vom UW Tauern in Richtung Osten begangen, die vor ca. 15 Jahren errichtet wurden. Die angenommenen Dimensionen des Mastgeviertes und des Eingriffsbereiches bei der Masterrichtung beziehen sich auf den Masttyp dieser Leitung.

Im Hinblick auf die Eingriffswirkung einer verkabelten 380 kV-Leitung liegen zum Teil unter-schiedliche Aussagen vor. In den Unterlagen der Verbund APG (KABELGRUPPE DER VERBUND APG & UVE-TEAM 2006; BELLINA, 2006; RITTER & VEIGL, 2007, LUGSCHITZ, 2007) wird von Künettenbreiten zwischen 3,5 m und 14 m ausgegangen, während bei HOFFMANN & NOACK (2007) 3 bis 6 m als Künettenbreite veranschlagt werden. Inklusive Aufschließungsstraßen muss jedoch für eine 380 kV-Kabelkünette aufgrund der verwendeten Unterlagen von einer Eingriffsbreite von zumindest ca. 10 m ausgegangen werden.

Im Hinblick auf die vom Projekt Salzburgleitung potentiell betroffenen Lebensräume wurde auf die bisher vorliegende Biotoperfassung im Bereich der aktuellen Planungstrasse zurück-gegriffen (INSTITUT FÜR ÖKOLOGIE, 2007). In diesen Ausführungen sind sämtlich vorhandenen biotopbezogenen Daten eingearbeitet (unter anderem auch die Biotopkartierung des Landes Salzburg), ergänzend dazu ist eine flächendeckende Kartierung in diesem 400 m breiten Korridor durchgeführt worden. Die Lebensraumtypen im Trassenverlauf sind daher ver-gleichsweise gut bekannt.

Bei der Beurteilung des Eingriffes beider Varianten wird in hohem Maße auch auf die Erfah-rung des Institutes für Ökologie im Hinblick auf die Wiederherstellbarkeit verschiedener Le-bensraumtypen zurückgegriffen (vgl. KRAUTZER & WITTMANN, 2005; KRAUTZER et al., 2006; WITTMANN & RÜCKER, 2006; RÜCKER & WITTMANN, 2006; WITTMANN, 2007 a, b). Dies bedeu-tet, dass nicht nur eine Bewertung des Eingriffes selbst, sondern auch die Möglichkeit der „Wiederherstellung“ der ursprünglich vorhandenen Vegetation und damit des Lebensraumes der Tierwelt Beurteilungsgegenstand sein sollten und waren.

Hinsichtlich der Vorgangsweise wird weiters festgehalten, dass die Lebensraumtypen im Be-reich des derzeit analysierten 400 m breiten Trassenkorridors beurteilt werden, unabhängig



davon, ob der Median dieses Korridors einen Lebensraum schneidet oder ob er sich in den Randbereichen befindet. In diesem Zusammenhang wird jedoch auch darauf eingegangen, ob einem Lebensraum mit der Trasse ausgewichen werden kann oder ob aufgrund der Grö-ße des Lebensraumes oder sonstiger Gegebenheiten eine Überspannung oder Durch-schneidung desselben unumgänglich ist.

3 Befund und Gutachten

3.1 Analyse nach Lebensraumtypen

3.1.1 Stillgewässer

3.1.1.1 Freileitung

Im Bereich des jetzt diskutierten Trassenkorridors liegen mehrere größere und kleinere Still-gewässer mit zum Teil naturnaher Ausbildung, die großen Salzburger Seen (Alpenvorland, Salzkammergut, Zeller See etc.) werden jedoch vom gegenständlichen Projekt nicht berührt. Dies bedeutet, dass davon auszugehen ist, dass man sowohl aus bautechnischen Gründen als auch aus naturschutzfachlichen Überlegungen mit den Maststandorten den Gewässern selbst ausweicht. Dies bedeutet, dass der Lebensraum Stillgewässer nur überspannt wird, Eingriffe auf das hier behandelte Schutzgut (Naturhaushalt exklusive Vogelfauna) sind bei der Freileitungsvariante nicht zu erwarten.

3.1.1.2 Kabel

Auch bei einer Kabelvariante kommt zum Tragen, dass die Stillgewässer im behandelten Trassenkorridor eine Größe aufweisen, bei der ein Ausweichen in andere weniger sensible Biotope möglich ist. Sollte aufgrund technischer oder sonstiger Rahmenbedingungen ein Durchqueren eines Stillgewässers (auch in den Randbereichen) mit der Kabeltrasse unum-gänglich sein, so ist dies in der Bauphase mit einem durchaus erheblichen Eingriff verbun-den. Im Regelfall ist das Stillgewässer trocken zu legen (Teiltrockenlegung bei größeren, vollständige Trockenlegung bei kleineren), um die Bauarbeiten durchführen zu können. Dies ist mit erheblichen Auswirkungen auf die pflanzliche und tierische Biozönose verbunden, mit dem vorübergehenden Aussterben einzelner Tierarten ist möglicherweise zu rechnen. Im Hinblick auf die Vegetation kann – eine entsprechende Vorgangsweise vorausgesetzt – da-von ausgegangen werden, dass die Röhricht- und Schwimmblattzone nach erfolgtem Eingriff wiederherstellbar ist, entsprechende Erfahrungswerte liegen mit diesen Vegetationstypen vor. So konnte z. B. bei der Verlegung der Erdgasleitung durch den Obertrumer See der Röhrichtbereich so wiederhergestellt werden, dass der Eingriff bereits nach wenigen Mona-ten nicht mehr erkennbar war. Allerdings dauerte dabei die Bauphase im Uferbereich nur wenige Tage und die Eingriffsbreite war nur ca. 3 m; eine Wasserhaltung war dabei nicht nö-tig.

3.1.1.3 Fazit

Es ist davon auszugehen, dass aufgrund der Größe der vorhandenen Stillgewässer mit bei-den 380 kV-Varianten Stillgewässern ausgewichen wird. Sollte dies nicht möglich sein, ist der Eingriff der Kabelvariante erheblich größer, wobei diesbezüglich vor allem die Bauphase entscheidend ist. Mit dem zumindest vorübergehenden lokalen Aussterben von Tierarten ist zu rechnen. Durch entsprechende Schutzkonzepte für Tiere (z. B. Absiedeln der Fischfauna



und der Amphibien) und Pflanzen (Vegetationsbergung, Zwischenlagerung und Wiederein-bringung) ist jedoch auch dieser Eingriff vergleichsweise gut beherrschbar.

3.1.2 Fließgewässer

3.1.2.1 Freileitung

Fließgewässer sind lineare Landschaftselemente, diese kreuzen in Form des Flusses Salz-ach, aber auch in Form mehrerer Bachläufe den Trassenkorridor. Im Hinblick auf die Freilei-tung ist die Kreuzung von Fließgewässern mit der 380 kV-Leitung als relativ unproblematisch anzusehen. Durch Überspannen des Fließgewässers ist sowohl in der Errichtungs- als auch in der Betriebsphase aus Sicht des hier behandelten Schutzgutes de facto kein Eingriff ge-geben. Dies vor allem deshalb, da die Masten sowohl aus technischer als auch aus natur-schutzfachlicher Sicht „natürlich“ so situiert werden, dass sie nicht im Gewässerbereich zu liegen kommen.

3.1.2.2 Kabel

Aufgrund der linearen Erstreckung der Fließgewässer ist im Bereich des behandelten Tras-senkorridors ein mehrfaches Queren von Fließgewässern unterschiedlichster Dimension nicht zu umgehen. Dies bedeutet, dass im Zuge der Kabelverlegung umfangreiche und zum Teil sehr gravierende Eingriffe in den gemäß § 24 geschützten Lebensraum nicht zu vermei-den sind. Bei der im Regelfall durchzuführenden Unterdükerung wird das Fließgewässer im Regelfall umzuleiten sein, da nur damit ein Abwickeln der Baustelle möglich ist. Auch ist eine derartige Vorgangsweise zur Reduzierung der Gewässertrübungen in der Bauphase unum-gänglich. Ein zumindest vorübergehendes Unterbrechen des Fließgewässerkontinuums und lokales Zerstören der aquatischen Biozönose sind anzunehmen.

Im Fall der Salzach wäre eine Unterdükerung mit extremem Aufwand und auch mit gravie-renden Eingriffen in das Fließgewässerökosystem verbunden. Inwieweit bei einer Salzachun-terquerung eine eingriffsextensive Vorgangsweise mittels bergmännischem Vortrieb möglich und denkbar ist, entzieht sich der Kenntnis der Autoren.

3.1.2.3 Fazit

Bei der im Rahmen des Trassenkorridors nicht zu vermeidenden Querung von Fließgewäs-sern ist die Freileitung in hohem Maße eingriffsextensiver als das Kabel, fehlende Auswir-kungen bei der Freileitung stehen – vor allem in der Bauphase – gravierenden Auswirkungen bei der Kabeltrasse gegenüber. Im Hinblick auf die Querung der Salzach ist das diesbezügli-che Vergleichsverhältnis noch extremer, hier stellt sich für die Verfasser des Gutachtens ü-berhaupt die Frage der tatsächlichen Realisierbarkeit.

3.1.3 Aubiotope

3.1.3.1 Freileitung

Im Trassenkorridor liegen zahlreiche mehr oder weniger naturnahe Aubiotope, sei es als Bachauen an kleineren Fließgewässern (z. B. Grauerlenauen), sei es als Reste von Fluss-auen an der Salzach. Bei der Freileitungsvariante können diese Lebensräume im Regelfall überspannt werden, aufgrund ihrer linearen Erstreckung und vergleichsweise geringen Breite wird es kaum notwendig sein, einen Masten in die Aubiotope zu situieren. Sollte dies unum-



gänglich sein, so wäre damit ein Verlust von wenigen Quadratmetern des geschützten Le-bensraumes verbunden.

Durch entsprechende Masthöhen könnte auch der Auwald-bestimmende Baumwuchs – vor allem bei niedrigen Erlen-dominierten Bachauen – zur Gänze erhalten bleiben.

3.1.3.2 Kabel

Die Verlegung eines Kabels im zu betrachtenden Trassenraum würde mehrfach - vor allem die Querung von Bachauen - nach sich ziehen. In der Bau- und Errichtungsphase ist die Ka-belvariante mit schwerwiegenden Eingriffen in diesen geschützten Lebensraum verbunden. So kommt es zumindest zur vorübergehenden Rodung der Gehölze, wodurch das wesentli-che Strukturelement einer Au – nämlich die Gehölzartengarnitur – vorübergehend vernichtet wird. Allerdings handelt es sich dabei im Regelfall um relativ raschwüchsige Gehölzarten (Er-len, Weiden), die in absehbarer Zeit (wenige Jahrzehnte) wieder ihre derzeitige Größe errei-chen werden. Die Dauerhaftigkeit des Eingriffes ist in hohem Maße von der Verlegetiefe und vor allem von der Lebensdauer und Wartungsintensität des Kabels abhängig. Bei einer ent-sprechenden Übererdung (vorgesehen sind 1 bis 1,5 m) kann sich oberhalb des Kabels wie-der die angestammte Auwaldvegetation ausbilden. Sollte die Trasse aus Wartungsgründen von Gehölzbewuchs frei bleiben müssen oder wenn aus Wartungsgründen ein regelmäßiger Rückschnitt der Gehölze notwendig ist, ist von einer dauerhaften erheblichen Beeinträchti-gung dieses Lebensraumes auszugehen. Da derzeit bei einem Kabel eine Lebensdauer von 40 bis 50 Jahren angenommen wird, sind die Erneuerungszeiten des Kabels deutlich unter-halb des Adultalters der in den Auwaldbiozönosen vorkommenden Baumarten. Auch daraus resultiert eine permanente erhebliche Beeinträchtigung der Auwaldbiozönose.

3.1.3.3 Fazit

Im Hinblick auf Auwaldbiotope ist die Freileitungsvariante ungleich eingriffsextensiver. Treten doch beim Überspannen derartiger Lebensräume – vor allem dann wenn es mit entspre-chend hohen Masten geschieht, die kein Ausholzen unterhalb erfordern - im Aubereich keine feststellbaren Auswirkungen aus Sicht des hier behandelten Schutzgutes auf. Bei der Kabel-trasse ist mit erheblichen (Bauphase) und im Regelfall sogar dauerhaften (vor allem War-tungsproblematik) Auswirkungen auszugehen.

3.1.4 Hochmoor-Lebensräume

3.1.4.1 Freileitung

Echte Hochmoor-Lebensräume fehlen im Bereich der jetzt geplanten Trasse völlig, dies vor allem deshalb, da die Trassenplanung den großen Moorschutzgebieten bereits ausgewichen ist. Im Bereich des geschützten Landschaftsteiles „Moorwiese bei Egg“ werden allerdings hochmoorähnliche Zwischenmoorbiotope mit relativ mächtigem Torfkörper von der Freilei-tung überspannt. Aufgrund der Kleinheit der hier vorhandenen Zwischenmoore ist eine Überspannung möglich, das Setzen von Maststandorten in das Feuchtgebiet ist relativ prob-lemlos zu vermeiden. Unter dieser Annahme wären mit der Errichtung der Freileitung aus Sicht des hier behandelten Schutzgutes keine nennenswerten negativen abträglichen Aus-wirkungen auf die Zwischenmoorbereiche gegeben, das Aufziehen des Kabels ist als äu-ßerst geringfügiger und nicht dauerhafter Eingriff zu werten.



3.1.4.2 Kabel

Die Verlegung eines Kabels in einem Hoch- oder Zwischenmoor mit entsprechendem Torf-körper stellt einen massiven und nachhaltigen Eingriff dar, der aus naturschutzfachlicher Sicht nicht zu vertreten wäre. Massive Störungen des Torfkörpers, Beeinträchtigung des Wasserhaushaltes während der Bauzeit (trockene Baugrube) und auch in der Betriebsphase (Erwärmung der Künette und Drainagewirkung derselben) würden gerade sensible Zwi-schenmoor-Lebensräume nachhaltig schädigen und mit Sicherheit zum Verschwinden von sensiblen Arten (z. B. Sonnentauarten etc.) führen.

3.1.4.3 Fazit

In Hoch- und Zwischenmoor-Lebensräumen ist als einzige Variante die Freileitung vertretbar, da die Verlegung eines Kabels mit wesentlichen abträglichen Einflüssen auf den Lebens-raum verbunden wäre. Allerdings ist – und das soll an dieser Stelle ausdrücklich betont wer-den –aufgrund der relativen Kleinheit derartiger Lebensräume im Trassenkorridor ein Aus-weichen mit der Kabeltrasse möglich, dies insbesondere dann, wenn damit näher als mit der Freileitung an bewohnte Objekte herangerückt werden kann.

3.1.5 Niedermoor-Lebensräume und Streuwiesen

3.1.5.1 Freileitung

In mehreren Abschnitten (Osterhorngruppe, Dientener Berge, Umgebung von Kaprun, Schaufelberg) liegen Niedermoor- und Streuwiesenkomplexe im Trassenverlauf, die jedoch aufgrund ihrer relativen Kleinheit durchwegs überspannt werden können, die Errichtung von Masten im Feucht-Lebensraum selbst ist nicht notwendig. Auch kann mit den Masten ein gewisser „Pufferbereich“ eingehalten werden, der unter Einhaltung entsprechender Rah-menbedingungen auch abträgliche Auswirkungen auf die Hydrologie der Lebensräume ver-meidet. Detailüberlegungen im Bereich Schaufelberg haben recht gut aufgezeigt, dass auch bei einer im Hinblick auf das Schutzgut Mensch nochmals optimierten Trasse die Situierung der Maststandorte außerhalb der eigentlichen Streuwiesen- bzw. Niedermoorflächen möglich ist.

3.1.5.2 Kabel

Die Verlegung eines Kabels in Streuwiesen- und Niedermoorflächen ist mit einem erhebli-chen Eingriff in diese Lebensräume verbunden, der naturschutzfachlich schwer zu vertreten ist. So quert die jetzt vorgesehene Trasse mehrfach Niedermoore und Streuwiesen, die sel-tene und seltenste Orchideen beherbergen. So wurde in einer der im Trassenbereich liegen-den Streuwiese am Schaufelberg bei Kaprun noch vor wenigen Jahren die im Anhang II der FFH-Richtlinie aufgelistete Liparis loeselii (Glanzkraut) – eine europaweit höchst bedrohte Orchideenart – nachgewiesen. Zwar ist heute der Stand der Technik im Hinblick auf Vegeta-tionsbergung und -Verpflanzung gerade bei Feuchtwiesen relativ weit fortgeschritten (vgl. die im Kap. „Material und Methoden“ zitierte Literatur und auch NOWOTNY, 2000), doch ist zu-mindest mit dem Verschwinden seltener und seltenster Orchideen – auch bei sensibelster Vorgangsweise – zu rechnen. Ergänzend dazu wirken die Erwärmung der Kabeltrasse und auch die mit einer Kabeltrasse verbundene Drainagewirkung in hohem Maße abträglich auf diese Feucht-Lebensräume.

Da Niedermoor- und Streuwiesen-Lebensräume auch eine hohe tierökologische Bedeutung haben, ist auch die Trennwirkung während der Errichtungsphase zu berücksichtigen, auch



populationsmindernde Einbußen bis hin zur Vernichtung von Kleinpopulationen z. B. von In-sektenarten sind mit der Errichtungsphase möglicherweise verbunden.

3.1.5.3 Fazit

Im Hinblick auf Niedermoor- und Streuwiesenbiotope ist die Errichtung eines Kabels mit we-sentlich gravierenderen Auswirkungen auf diese Lebensräume verbunden als die Freileitung. Die Auswirkungen des Kabels haben eine Dimension, die eine Verlegung im Bereich derarti-ger Biotope als naturschutzfachlich nicht vertretbar erscheinen lassen. Allerdings – und auch das soll an dieser Stelle betont werden – gibt es in jenen Trassenbereichen, in denen Nie-dermoor- und Streuwiesenvegetation vorliegen, aller Voraussicht nach Möglichkeiten, derar-tigen Feucht-Biotoptypen auszuweichen, insbesondere dann, wenn mit der Kabeltrasse deut-lich näher an bewohnte Objekte herangerückt werden kann, als dies bei der Freileitung der Fall ist.

3.1.6 Extensiv bewirtschaftete Futtergraswiesen

3.1.6.1 Freileitung

Extensiv bewirtschaftete Futtergraswiesen sind in der jetzt aktuellen Trasse der Freileitung mehrfach und in höheren Lagen auch großflächig vorhanden, so dass aller Voraussicht nach die Situierung von Masten im Bereich dieses Lebensraumes nicht gänzlich vermieden wer-den kann. Ein Großteil dieses Lebensraumtyps wird jedoch überspannt und ist damit keinen nennenswerten abträglichen Beeinflussungen durch die Freileitung ausgesetzt. Auch die Er-richtung von Maststandorten ist aus naturschutzfachlicher Sicht vergleichsweise unproble-matisch, da sich nach Errichtung des Mastens – eine entsprechende Vorgangsweise vor-ausgesetzt – auch zwischen den Mastfundamenten wieder eine extensive Futtergraswiese entwickeln kann. Der tatsächliche flächenhafte Lebensraumverlust ist daher als gering zu bewerten. Unter Einbeziehung des im Regelfall nur durchschnittlichen naturschutzfachlichen Wertes dieses Wiesentyps ist der geringe Verlust für die Mastfundamente vergleichsweise unproblematisch.

3.1.6.2 Kabel

Alleine bedingt durch die Verlegung des Kabels und die Öffnung der dafür notwendigen Kü-nette kommt es zu einem vorübergehenden massiven Eingriff in den Lebensraum, ja es ist für die Bauzeit sogar von einer Vernichtung desselben auszugehen. Bei entsprechender Vorgangsweise, die eine Bergung der Vegetationsschicht und nachträglich ein entsprechen-des Einbringen derselben inklusive einer ergänzenden biotopspezifischen Einsaat berück-sichtigt, ist jedoch im Regelfall die vorhandene Vegetationsdecke zumeist innerhalb einer Vegetationsperiode wieder möglich. Auch eine gewisse erhöhte Bodentrockenheit oberhalb der Kabeltrasse stellt für den Vegetationstyp der extensiven Futtergraswiese aus ökologi-scher (sehr wohl jedoch aus ertragsorientierter) Sicht kein Problem dar. Dies bedeutet, dass in der Betriebsphase kein nennenswerter abträglicher Einfluss der Kabelvariante gegeben ist.

3.1.6.3 Fazit

In der Errichtungsphase ist der Eingriff der Kabeltrasse im Hinblick auf extensiv bewirtschaf-tete Futtergraswiesen deutlich größer, aufgrund der vollständigen Wiederherstellbarkeit die-ses Biotoptyps sind jedoch in der Betriebsphase keinerlei Unterschiede zwischen den beiden



Varianten geben. Auch die tierökologische Trennwirkung in der Errichtungsphase ist vorü-bergehender Natur und bei Bedarf technisch beherrschbar (Auszäunung der Kleintierwelt).

3.1.7 Sumpf-Lebensräume

3.1.7.1 Freileitung

Im Bereich der jetzt geplanten Trasse liegen mehrfach isolierte und kleinflächige Sumpf-Lebensräume. Es handelt sich dabei durchwegs um Klein- bzw. Restbiotope innerhalb von Agrarlandschaften (zumeist Weidekomplexbiotope), bei denen eine Überspannung durch ei-ne Freileitung problemlos möglich ist. Aufgrund der Kleinheit der Lebensräume ist auch ein Abrücken mit den Maststandorten soweit möglich, dass eine abträgliche Beeinflussung des Wasserhaushaltes ausgeschlossen werden kann.

3.1.7.2 Kabel

Wie bei anderen Biotopen führen die Grabungsarbeiten zur Herstellung der Künette zu mas-siven Eingriffen in Sumpf-Lebensräume. Allerdings sind diese gut wasserversorgten und zu-meist nährstoffreichen Biotoptypen durch Vegetationsbergung und Wiedereinbringung der-selben vollständig renaturierbar. Eine gewisse Problematik stellt die von der Verlegungstiefe abhängige potentielle Erwärmung der Kabeltrasse dar, da diese nur bei ausgesprochen gu-ter Wasserversorgung toleriert wird. Bei eingeschränkter Hydrologie bewirkt eine Erwärmung eine Austrocknung des Substrates und kann damit auch zu einer Beeinträchtigung eventuell sogar zum vollständigen Verschwinden des Feucht-Lebensraumes führen.

3.1.7.3 Fazit

Auch bei Sumpf-Lebensräumen ist der Eingriff des Kabels unvergleichlich größer als jener der Freileitung, die die im Regelfall kleinen Biotope problemlos überspannen kann. Eine voll-ständige Renaturierbarkeit nach Herstellung der Künette ist nur dann gegeben, wenn die Wasserversorgung derart gut ist, dass die Erwärmung der Trasse toleriert werden kann. Auf-grund der Kleinheit der Lebensräume kann jedoch die Kabeltrasse diesen Biotope im Regel-fall ausweichen, auch wen dies mit einem deutlichen Heranrücken an den Siedlungsraum verbunden sein wird.

3.1.8 Wirtschaftswälder

3.1.8.1 Freileitung

Im Hinblick auf Wirtschaftswälder kommt der Höhe der verwendeten Freileitungsmasten eine wichtige Bedeutung zu. Bei entsprechend großen Masthöhen ist es möglich, die Wälder so zu überspannen, dass keine Trassenschneise entsteht. Beispiele dafür liegen z. B. im Inntal im Umfeld von Landeck vor. In diesem Fall sind mit Ausnahme der Maststandorte nur relativ geringe bis gar keine Auswirkungen der Freileitung gegeben.

Bei geringeren Masthöhen – um die landschaftsästhetische Problematik einer Freileitung zu reduzieren – ist ein Trassenaufhieb bzw. die Herstellung einer Trassenschneise unumgäng-lich. In diesem Fall ist der naturschutzfachlich zu beurteilende Eingriff auf das hier zu behan-delnde Schutzgut in hohem Maße abhängig von der ökologischen Qualität des Wirtschafts-waldes. Je monotoner und forstlich intensiver der Wald bewirtschaftet wird, desto positiver wirkt sich im Regelfall ein derartiger Trassenaufhieb aus. Entstehen doch unter der Hoch-



spannungsleitung niederwaldartige Strukturen, wobei vor allem die Randlinieneffekte, d. h. der Übergangsbereich zwischen Hochwald und Trassenkorridor ökologisch als durchaus wertvoll zu bezeichnen sind. Sehr oft stellt sich im Trassenbereich auch ein Mosaik von Kleinstandorten ein, die die Freileitungstrasse sogar als Ausbreitungskorridor wirksam wer-den lassen können. Sollte es darüber hinaus noch möglich sein, in den wirtschaftlich nicht mehr intensiv nutzbaren Bereichen unterhalb der Hochspannungsleitung spezielle Biotope mit speziellen Lebensraumfunktionen anzulegen, so können derartige Leitungstrassen durchaus zu wertvollen Lebensräumen werden, die auch EU-weit geschützte Arten beher-bergen. Als Beispiel dafür wäre z. B. die Trasse der 110 kV-Leitung Flachau-Riedersbach zwischen Anthering und Weitwörth östlich der Lokalbahn zu nennen, in der mehrere auch EU-weit geschützte Amphibienarten ihre Reproduktionsstätten besitzen.

3.1.8.2 Kabel

Bei der Errichtung des Kabels ist ein massiver Eingriff in den bestehenden Wirtschaftswald nicht zu vermeiden. Dieser Eingriff ist um so gravierender zu beurteilen, je naturnäher der jeweilige Waldbestand ist. Im Zuge der Errichtung entsteht eine lineare Eingriffsfläche, die aus tierökologischer Sicht mit einer gewissen Trennwirkung verbunden ist, wobei diese je nach Jahreszeit unterschiedlich zu gewichten ist. Gerade in monotonisierten Landschaftstei-len wie im Salzburger Flachgau stellen selbst Wirtschaftswälder oft wichtige Biotopverbunds-strukturen dar, weshalb diese lokale Trennwirkung bei der Errichtung einer Kabeltrasse in den Waldbereichen nicht zu unterschätzen ist. Gegebenenfalls sind kleintierschützende Maßnahmen (Auszäunung aus der Baustelle etc.) zu ergreifen.

In der Betriebsphase kann im Bereich der Kabelkünette wieder Wald aufkommen, zumindest Niederwald. Dies bedeutet, dass ähnlich wie bei einer Freileitungstrasse wichtige Randli-nieneffekte gegeben sind und zusätzliche heterogenisierende Biotopstrukturen in den oft-mals monotonen Wirtschaftswäldern auftreten. Auch ist es im Bereich der Kabeltrasse durchaus möglich – ident wie bei Freileitungen – in Richtung Biotopgestaltung und -anlage zu agieren, wodurch auch einer Kabeltrasse eine erhöhte ökologische Wertigkeit zukommen kann.

Die Wiederherstellung des ursprünglichen Waldes auf der Kabeltrasse wird im Regelfall nicht mehr möglich sein, dies vor allem deshalb, da mit einer Bestandsdauer des Kabels von 40 bis 50 Jahren die normalen Umtriebszeiten unserer Wirtschaftswälder nicht erreicht werden. Dies muss jedoch – aus ökologisch-naturschutzfachlicher Sicht – bei diesen Waldbeständen durchaus kein Nachteil sein.

3.1.8.3 Fazit

Einzig bei der Freileitung bietet sich durch entsprechend hohe Masten die Möglichkeit an, den Lebensraum Wirtschaftswald zu erhalten und die Eingriffe selbst auf die Maststandorte zu reduzieren. Anderenfalls erzeugt sowohl die Freileitung als auch die Kabeltrasse eine Waldschneise, die zwar Gehölzvegetation, jedoch keinen Hochwald mehr tragen wird. Aus ökologisch-naturschutzfachlicher Sicht ist dies – vor allem bei monotonisierten Wirtschafts-wäldern – durchaus nicht negativ, sondern sogar positiv zu betrachten. Die Möglichkeit des Gestaltens und ökologischen Optimierens derartiger Schneisen als Lebensraum und Wan-derkorridor vor allem für die terrestrisch lebende Kleintierwelt sind sowohl bei der Freilei-tungs- als auch bei der Kabeltrasse gegeben.



3.1.9 Naturnahe, ökologisch wertvolle Waldbestände

3.1.9.1 Freileitung

In Teilbereichen der jetzt geplanten Trasse liegen naturschutzfachlich wertvolle Waldbestän-de wie tannenreiche Wälder, Ahorn-Eschen-Schluchtwälder oder auch naturnahe Grauerlen-hangwälder vor. Bei der Freileitung ist es möglich, durch entsprechend große Masthöhen diese so zu überspannen, dass kein nennenswerter Einfluss auf den Wald-Lebensraum ge-geben ist. Einzig die Maststandorte führen zu dauerhaften Eingriffe in diese Biotope, wobei durch entsprechende Situierung derselben die Eingriffsintensität auf ein unproblematisches Ausmaß herabgesetzt werden kann.

Bei der Wahl von geringeren Masthöhen – was insbesondere unter Berücksichtigung land-schaftsästhetischer Komponenten notwendig sein kann – kommt es im Trassenbereich zur Entfernung der prägenden und typischen Baumschicht, was einer lokalen Vernichtung des Waldtyps gleich kommt. Je höherwertig der jeweilige Waldtyp ist, desto gravierender sind derartige Maßnahmen zu werten. Im Trassenbereich entsteht im Regelfall ein periodisch ausgeholzter Niederwald, der zwar anhand der Jungpflanzen zumeist noch die ursprüngliche Baumartengarnitur repräsentiert, das Alt- und Totholz – mit oftmals wichtiger Funktion für die Kleintierlebewelt – ist jedoch verloren. Bei hochwertigen naturnahen Waldbeständen kann selbst eine optimale Trassengestaltung derartige Eingriffe nicht kompensieren.

3.1.9.2 Kabel

Die Errichtung eines Kabels in derartigen Waldbeständen ist immer mit einer lokalen Ver-nichtung der Gehölzbiozönose verbunden. Da naturnahe Waldbestände im Regelfall auch durch ein erhöhtes Baumalter gekennzeichnet sind (erst dadurch erhalten sie zumeist ihre hohe naturschutzfachliche Wertigkeit), wirken derartige Eingriffe gravierend. Bei der Verle-gung des Kabels in einer Künette ist aufgrund der derzeit mit 40 bis 50 Jahren anzusetzen-den Bestandsdauer des unterirdisch verlegten Kabels auch mit keiner Regeneration derarti-ger Waldbestände zu rechnen. Die Lebensdauer der den Waldbestand bestimmenden Ge-hölzen liegt deutlich über der Bestandsdauer des Kabels, weshalb alleine aus diesem Grund eine vollständige Renaturierung – auch längerfristig – ausgeschlossen ist.

Als Waldbestände mit erhöhter naturschutzfachlicher Wertigkeit sind im Trassenbereich auch die Erika-Kiefernwälder im Salzachdurchbruch zu werten. Diese stocken zumeist in steilen Hanglagen über felsigem Substrat. Es ist nicht davon auszugehen, dass an derartigen Loka-litäten die Verlegung einer Künette erfolgen wird, vielmehr erscheint in diesem Fall eine Ver-kabelung nur in Form eines Tunnels lösbar, wobei dann keine Beeinträchtigung der schüt-zenswerten Erika-Kiefernwälder gegeben wäre.

3.1.9.3 Fazit

Im Hinblick auf naturnahe und ökologisch wertvolle Waldbestände bietet die Freileitung die Möglichkeit, durch Überspannung derselben diese ganz oder weitestgehend zu erhalten. Freileitungen mit niederen Masten oder Kabellösungen sind immer mit gravierenden Eingrif-fen in derartige Waldbestände – die einen ökologischen Wert zumeist auch aufgrund ihres hohen Baumalters besitzen – verbunden. Generell kann jedoch betont werden, dass bei der Möglichkeit mit Kabellösungen näher an bewohnte Objekte heranzurücken, der problemati-schen Tangierung naturschutzfachlich wertvoller Waldbereiche in den meisten Fällen wohl ausgewichen werden kann.



3.1.10 Feldgehölze, Hecken, Streuobstwiesen

3.1.10.1 Freileitung

Im Bereich der jetzt geplanten Freileitungstrasse befinden sich in vielen Bereichen Feldge-hölze und Hecken, Streuobstwiesen sind aufgrund ihrer Situierung nahe an bewohnten Ob-jekten im zentralen Trassenverlauf selten. Aufgrund der Struktur der Feldgehölze und He-cken wird es im Regelfall möglich sein, mit der Anlage der Maststandorte den gehölzbe-wachsenen Strukturen auszuweichen, so dass nennenswerte Eingriffe vor allem in Hecken-strukturen vermieden werden können. Bei den vorhandenen Feldgehölzen besteht einerseits die Möglichkeit der vollständigen Überspannung ohne Rodungsschneise, wodurch jedoch die Notwendigkeit sehr hoher Masten gegeben ist. Dies ist vor allem im Flachgau mit der hier bestehenden Topographie und den damit weithin sichtbaren Masten nicht aus Sicht des hier behandelten Schutzgutes, sehr wohl jedoch aus Sicht des Landschaftsbildes kritisch zu se-hen. Bei geringeren Masthöhen kommt es im Bereich der Feldgehölze zu Schlägerungen, die bei den oft relativ kleinen Strukturen einen wesentlichen Teil des Baumbestandes ver-nichten können. Diese Feldgehölze stellen jedoch vor allem aus tierökologischer Sicht wich-tige Trittsteinbiotope im zum Teil recht ausgeräumten Flachgau dar. Unter der Vorausset-zung, dass der Gehölzbestand als gliederndes Element innerhalb der Agrarlandschaft grundsätzlich erhalten bleibt, sind derartige Eingriffe im Regelfall vergleichsweise unproble-matisch. Es ist zum Teil durchaus auch möglich, durch entsprechende Strukturierungen in der Leitungstrasse im Bereich der Feldgehölze die ökologische Gesamtsituation – vor allem aus Sicht der Tierwelt – aufzuwerten.

3.1.10.2 Kabel

Wie bei allen Waldbeständen kommt es bei der Errichtung der Kabeltrasse zu einer vorüber-gehenden Rodung. Im Bereich von Hecken ist es durch Bergung der Wurzelstöcke der die Hecke bildenden Gehölze und deren anschließendes Wiedereinbringen nach verlegter Lei-tung relativ unproblematisch möglich, die Gesamtstruktur wieder herzustellen. Da die He-cken aus Strauchwerk oder aus relativ jungen Baumarten (in den Hecken sind kaum Baum-bestände über 50 Jahre gegeben) bestehen, ist auch der Erhalt der Hecke mit der Be-standsdauer des verlegten Kabels (40 bis 50 Jahre) gut zu vereinbaren. Eine gewisse tier-ökologische Trenn- und Eingriffswirkung ist jedoch in der Errichtungsphase unzweifelhaft ge-geben.

Bedingt durch die lineare Struktur sind Hecken und Feldgehölze wichtige „Verbindungsele-mente“ von Lebensräumen, die von zahlreichen Organismen als Wanderwege genutzt wer-den. In Bezug auf die Bauphase – insbesondere der Herstellung der Kabelkünette – ist auch der jahreszeitliche Aspekt zu gewichten. Bei einer Bauausführung im Frühjahr ist die Barrie-rewirkung z. B. af die Herpetofauna als wesentlich gravierender einzustufen als im Spät-herbst oder Winter. D. h. dass die Eingriffswirkung in hohem Maß auch von der Bauzeit und vor allem der Baudauer abhängig ist.

Im Bereich von Feldgehölzen, die oftmals ein höheres Baumalter aufweisen, ist die vorüber-gehende Rodung und die Wartungs- bzw. Erneuerungsnotwendigkeit innerhalb von 40 bis 50 Jahren deutlich gravierender zu beurteilen. Dies vor allem deshalb, da das Baumalter der Feldgehölze deutlich über dem Bestandszeitraum für das Kabel liegt. Grundsätzlich gilt je-doch für die Verkabelung im Bereich von Feldgehölzen ähnliches wie bereits bei der nicht vollständig überspannenden Freileitung – nämlich, dass durch entsprechende Gestaltung im Bereich der Künette die Biotopqualität des Feldgehölzes in der Betriebsphase durch Anlage von Waldrändern, Magen- und Trockenstandorten etc. sogar angehoben werden kann. Der Eingriff der Bauphase bleibt jedoch bestehen.



3.1.10.3 Fazit

Die Freileitung bietet zumeist die Möglichkeit, Feldgehölze, Hecken und Streuobstwiesen unbeeinträchtigt bestehen lassen zu können. Dies vor allem, wenn die Mastgrößen entspre-chend hoch gewählt werden. Bei geringen Masthöhen kommt es zu dauerhaften Eingriffen in diese Gehölzstrukturen, wobei nur ein Aufhieb, jedoch keine Rodung und Eingriffe in das Bodengefüge erfolgen müssen. Die Verkabelung ist mit wesentlich gravierenderen Maßnah-men verbunden, die auch eine lokale Biotopvernichtung und unter Umständen starke Trenn-wirkung nach sich ziehen. Der Eingriff kann jedoch auch hier durch entsprechende Maß-nahmen abgemildert werden, ein Erhalten des Baumbestandes bzw. ein entsprechendes Wiederanwachsen der Gehölze bis zu dem für Feldgehölze typischen Lebensalter ist bei der Kabelvariante jedoch nicht möglich.

3.1.11 Halbtrockenrasen


Halbtrockenrasen liegen im Bereich der jetzt geplanten Freileitungstrasse nur in äußerst ge-ringem Umfang vor. Zumeist handelt es sich um Blaugrashorstseggenrasen mit geringer Flä-chenausdehnung. Ein Überspannen derselben ohne der Notwendigkeit einer Situierung von Masten in diesen Bereichen ist durchwegs möglich. Eingriffe sind daher weitestgehend aus-zuschließen.

3.1.11.2 Kabel

Die Errichtung einer Kabeltrasse in einem Halbtrockenrasen ist grundsätzlich mit gravieren-den Auswirkungen für die Tier- und Pflanzenwelt verbunden. Wie in den Richtlinien für standortgerechte Begrünung (ÖSTERREICHISCHE GESELLSCHAFT FÜR FUTTERBAU UND GRÜN-LAND, 2000) festgehalten wurde, ist eine Verpflanzung bzw. Regenerierbarkeit von naturna-hen Grasbeständen um so schwieriger, je trockener und magerer der Lebensraum ist. Dies bedeutet, dass gerade Halbtrockenrasen zu den am schwierigsten verpflanzbaren Lebens-raumtypen gehören. Mit dem Ausfall der seltensten und bedrohtesten Arten im Falle der Querung eines Halbtrockenrasens durch die Kabeltrasse ist auszugehen. Allerdings ist auf-grund der Kleinheit der Lebensräume ein Ausweichen mit der Kabeltrasse durch näheres Heranrücken an bewohnte Objekte im Regelfall möglich.

3.1.11.3 Fazit

Im Hinblick auf Halbtrockenrasen ist die Eingriffsintensität der Kabeltrasse unvergleichlich höher. Eine vollständige Wiederherstellbarkeit gut ausgebildeter Halbtrockenrasen ist zumin-dest kürzerfristig nicht gegeben. Allerdings sind die von diesem Lebensraumtyp betroffenen Flächen im Trassenkorridor relativ klein, so dass davon auszugehen ist, dass auch mit der Kabeltrasse diesem Biotoptyp durch näheres Heranrücken an den Siedlungsraum ausgewi-chen werden kann.

3.1.12 Magerweiden


Magerweiden sind vor allem in höheren Lagen großflächig im Trassenraum der derzeit aktu-ellen Planung vorhanden. Bei der Freileitungsvariante kommt es daher zu punktuellen Ein-



griffen im Bereich der Maststandorte, wobei – wie die Erfahrung mit bestehenden Hochspan-nungsleitungen zeigt – nach entsprechender Rekultivierung auch im Mastgeviert letztlich – bei gleich bleibender Nutzung – wieder eine Magerweide entsteht. Die tatsächlichen Eingriffe beschränken sich daher auf die vier Fundamentpunkte der jeweiligen Gittermasten.

3.1.12.2 Kabel

Bei der Verlegung des Kabels kommt es vorübergehend zu einer vollständigen Vernichtung der Biozönose im Bereich der Künette, wobei durch die lineare, relativ lang erstreckte Bau-stelle auch eine Trennwirkung für die terrestrisch lebende Kleintierwelt gegeben ist. Auch ein gewisses Vernichtungspotential im Bereich der Baustelle liegt vor. Durch entsprechende Maßnahmen (Zäunung des Baubereiches in kritischen Abschnitten, konsequente Bergung und Sicherung des Oberbodens, standortangepasste Einsaat etc.) kann jedoch innerhalb ei-ner bis weniger Vegetationsperioden nach Bauabschluss die ursprüngliche Magerweide im Regelfall wieder hergestellt werden. D. h. dass in absehbarer Zeit nach Bauabschluss die ur-sprüngliche Situation ohne jegliche Trennwirkung gegeben ist.

3.1.12.3 Fazit

Wie bei vielen anderen Lebensgemeinschaften unterscheidet sich die Eingriffsintensität im Hinblick auf Magerweiden zwischen Freileitung und Kabel in der Errichtungsphase. Hier schneidet die Kabelvariante deutlich schlechter ab – vor allem aufgrund der vorübergehen-den Vernichtung der Biozönose und der damit verbundenen Trennwirkung. In der Betriebs-phase liegen aus Sicht des hier behandelten Schutzgutes keine nennenswerten Unterschie-de zwischen beiden Leitungsvarianten - zumindest für die Dauer von 40 bis 50 Jahren – vor.

3.1.13 Felswände, Lesesteinmauern


Felswände und Lesesteinmauern sind im jetzt geplanten Trassenkorridor nur kleinräumig vorhanden. Ein Ausweichen dieser wichtigen tierökologisch relevanten Lebensraumrequisi-ten durch entsprechende Situierung der Maststandorte ist daher problemlos möglich. Es ist daher von keiner nennenswerten bzw. von einer fehlenden Eingriffsintensität der Freileitung auf diese Lebensraumstrukturen auszugehen.

3.1.13.2 Kabel

Entscheidend für die Eingriffsintensität einer Kabelvariante ist der Umstand, wieweit man derartigen Strukturen insbesondere Felswänden mit dem Kabel ausweichen kann. So ist es beim Vorliegen von Felswänden oder auch größeren Felsblöcken im Kabeltrassenbereich unumgänglich, Sprengmaßnahmen durchzuführen, die nicht nur mit einer Vernichtung der lokalen Biozönose, sondern auch mit einer entsprechenden Lärmentwicklung verbunden sind. Auch ist die Wiederherstellbarkeit der im Trassenraum vorhandenen Vegetationsstruk-turen in felsigen Abschnitten nur äußerst schwer möglich, da für felsspaltenbewohnende Pflanzenarten kein Saatgut verfügbar ist, und die natürliche Sukzession an diesen Ex-tremstandorten oftmals nur relativ langsam vor sicht geht. Im Hinblick auf Lesesteinmauern ist zu bemerken, dass diese bei sorgsamer Bergung unmittelbar nach Fertigstellung der Ka-belverlegung wieder vollständig hergestellt werden können. Im Hinblick auf die tierökologi-sche Bedeutung des Eingriffes ist die Gesamtgröße der Mauern von Relevanz, da bei einer vorübergehend vollständigen Vernichtung das Vorhandensein entsprechender Rückzugs-



möglichkeiten im unmittelbaren Umfeld Grundvoraussetzung für die Wiederbesiedlung dieser wichtigen Lebensraumrequisiten ist.

3.1.13.3 Fazit

Auch im Hinblick auf Felswände und Lesesteinmauern stellt die Freileitung unzweifelhaft aus Sicht des hier behandelten Schutzgutes den deutlich geringeren Eingriff dar. Die Auswirkun-gen einer Kabelvariante sind in hohem Maße davon abhängig, wie weit man derartigen Strukturen ausweichen kann. Ist ein Ausweichen unmöglich sind gravierende und länger dauernde Eingriffe unvermeidbar.

3.1.14 Landschaftlich intensiv genutztes Grünland


Landwirtschaftlich intensiv genutztes Grünland liegt großflächig im Bereich der jetzt geplan-ten Trasse vor, insbesondere im Salzburger Flachgau und den tieferen Lagen des Salzach-tales. Durch die intensive Nutzung (regelmäßige Gülledüngung, häufige Mahd mittels sich schnell bewegendem Mähwerk) ist die pflanzen- und tierökologische Bedeutung dieser Flä-chen äußerst gering. Der Eingriff der Errichtung einer Freileitung ist daher a priori vernach-lässigbar, der Verlust der für die Mastfundamente verbrauchten Flächen ist bei der Qualität des Lebensraumes naturschutzfachlich unbedeutend. Vielmehr kommt es im Regelfall durch die nicht oder nur schlechte Bewirtschaftbarkeit der Fläche innerhalb des Mastgevierts sogar zu einer (allerdings geringen) ökologischen Aufwertung in der Aufstandsfläche des Gitter-mastes.

3.1.14.2 Kabel

Obwohl es bei der Verlegung des Kabels zu einer vorübergehenden vollständigen Vernich-tung der Biozönose kommt, ist dies aus naturschutzfachlicher Sicht nur von geringer Bedeu-tung. Dies einfach deshalb, da die Artenvielfalt sowohl hinsichtlich Tier- als auch Pflanzen-welt im intensiv genutzten Grünland gering ist. Darüber hinaus ist eine vollständige Wieder-herstellbarkeit der ursprünglichen artenarmen Biozönose wieder relativ rasch möglich. Im Regelfall wird die Baustelle sogar zu einer erhöhten Biodiversität im Bereich des intensiv ge-nutzten Grünlandes beitragen.

3.1.14.3 Fazit

Im Hinblick auf das landwirtschaftlich intensiv genutzte Grünland sind sowohl Freileitung als auch Kabelvariante als vergleichsweise geringe Eingriffe zu werten, dies vor allem deshalb, da das ökologische Potential dieses Lebensraumtyps generell sehr niedrig ist. Der grund-sätzlich gravierendere Eingriff der Kabelvariante wird im Regelfall durch die lokale und vorü-bergehende Erhöhung der Biodiversität auf den entstehenden Rohbodenflächen des Baufel-des ausgeglichen.



3.1.15 Urbane Siedlungsstrukturen, Gewerbegebiete, Verkehrsflächen


Urbane Siedlungsstrukturen und Gewerbegebiete beherbergen in ihren ökologischen Ni-schen durchaus eine nicht zu unterschätzend hohe Anzahl an tierischen und pflanzlichen Organismen. So ist die Biodiversität in Stadtgebieten oftmals höher als in vielen naturnahen Gebieten. Allerdings ist die urbane Lebewelt an anthropogene Eingriffe „gewohnt“, ja sie ist sogar in vielfacher Art und Weise von den anthropogenen Strukturen abhängig. Die zusätzli-che Errichtung einer Freileitung in derartigen „Biotopen“ verändert die Situation aus Sicht der Lebewelt nicht oder höchstens unbedeutend. Von einer nenenswerten Eingriffswirkung ist nicht auszugehen.

3.1.15.2 Kabel

Die Verlegung einer Kabelkünette in urbanen Siedlungsstrukturen, Gewerbegebieten oder Verkehrsflächen ist zwar mit Eingriffen verbunden, diese sind jedoch als weitgehend unbe-deutend einzustufen. Dies deshalb, da die Lebewelt in derartigen Strukturen an anthropoge-ne Eingriffe angepasst, ja in vielfacher Hinsicht sogar von diesen abhängig ist. Die Gra-bungsarbeiten und die damit verbundene Schaffung von Rohbodenflächen bewirken sogar die für urbane Siedlungsstrukturen typische Biotopvielfalt.

3.1.15.3 Fazit

Im Hinblick auf die Realisierung einer Hochspannungsleitung in urbanen Siedlungsstruktu-ren, Gewerbegebieten und Verkehrsflächen sind Kabel- und Freileitungsvariante als ident zu betrachten. Die mit dem Menschen entstandene und an die anthropogenen Eingriffe und Strukturen angepasste Lebewelt wird durch die Realisierung des Vorhabens - ob als Kabel- oder als Freileitung – nur in jenem Ausmaß beeinflusst, wie es eben für die anthropogen ge-prägte Biozönose typisch ist.

3.2 Generelle Betrachtung Grundsätzlich wird festgehalten, dass das gegenständliche Gutachten ausschließlich den Naturhaushalt unter Exkludierung der Vogelfauna betrachtet. Humanrelevante und land-schaftsästhetische Parameter sind in die gegenständliche Betrachtung bewusst nicht einge-flossen. Dies muss betont werden, da den Gutachtern selbstverständlich bewusst ist, dass der Mensch als Schutzgut grundsätzlich Priorität vor allen anderen Schutzgütern besitzt!

Betrachtet man nun unter diesem fokussierenden Aspekt die beiden Varianten Freileitung oder Verkabelung, so schneidet im Hinblick auf Eingriffsintensität die Freileitung durchwegs positiver ab als die Verkabelung. Bei einzelnen Lebensraumtypen (Hoch- und Zwischen-moor-Lebensräume, Niedermoor-Lebensräume, naturnahe ökologisch wertvolle Waldbe-stände, Halbtrockenrasen) ist die Realisierung der Kabelvariante sogar derart negativ einzu-stufen, dass eine Bewilligungsfähigkeit in Frage steht. Aus Sicht der Gefertigten wäre eine Verlegung des Kabels in derartigen Lebensraumtypen, die mit einer Teilvernichtung dieser Biozönosen verbunden ist, nicht umweltverträglich.

Im gewissen Biotop- bzw. Lebensraumtypen und hier vor allem in jenen, die der Mensch in hohem Maße anthropogen überprägt hat – wie vor allem das landwirtschaftlich intensiv ge-nutzte Grünland, urbane Siedlungsstrukturen, Gewerbegebiete und Verkehrsflächen, aber auch monotonisierte Wirtschaftswälder - sind die Auswirkungen beider Varianten durchaus vergleichbar, oder es liegen keine nennenswerten Unterschiede vor. Dies vor allem deshalb, da bei derartigen Strukturen der Mensch bereits derart prägend und monotonisierend in die



Lebensräume eingegriffen hat, dass eine Baustelle nicht mehr nur abträglich, sondern unter Umständen sogar bereits wieder positiv auf die Artenvielfalt wirken kann.

Die derzeit vorliegende Trassenvariante - das ist der Median des ca. 400 m breiten Trassen-korridors - ist primär im Hinblick auf das Schutzgut Mensch optimiert. D. h. man hat versucht, eine Trasse zu finden, die möglichst große Abstände zu Siedlungsstrukturen und bewohnten Objekten einhält. Die Schutzgüter Tier- und Pflanzenwelt haben insofern Einfluss gefunden, da man einem Großteil der naturschutzrechtlich geschützten Objekte (Naturschutzgebiete, geschützte Landschaftsteile, FFH- und Vogelschutzgebiete) ausgewichen ist oder versucht hat, diese nur geringfügig zu tangieren.

Alleine durch den Versuch, dem Mensch weitestgehend auszuweichen, quert die Trasse zwangsläufig vielerorts Waldbereiche oder Waldstrukturen, da es das Forstgesetz bisher of-fensichtlich wesentlich besser geschafft hat, die flächige und zum Teil unkoordinierte Besied-lung zu verhindern als die „normale“ Raumordnung. Behält man diese Trasse bei, ist die Auswirkung einer Kabelvariante vor allem durch die in vielfacher Hinsicht gravierenden Aus-wirkungen derselben auf Waldbestände äußerst eingriffsintensiv und aus Sicht des behan-delten Schutzgutes wesentlich negativer zu bewerten als eine Freileitung.

Diese klare Aussage aus Sicht des hier zu betrachtenden Schutzgutes zugunsten der Freilei-tung muss jedoch relativiert werden. Dies vor allem dahingehend, da unter der Vorausset-zung dass eine Kabelvariante wesentlich näher an Siedlungsstrukturen oder permanent be-wohnte Gebäude heranreichen kann - eine gleichsam optimierte Kabeltrasse -, einen in vie-ler Hinsicht anderen Verlauf nehmen würde als es die derzeitige Freileitungsvariante dar-stellt. Erst wenn bei Varianten mit optimierten Trassen verglichen werden, ist dieser Ver-gleich aus wissenschaftlicher Sicht korrekt. Zwar ist selbst bei einer optimierten Kabeltrasse davon auszugehen, dass die Freileitungsvariante aus Sicht des Naturhaushaltes exklusive Vogelfauna günstiger ist, derart gravierende Unterschiede wie derzeit, wo in einzelnen Teil-bereichen (z. B. bei der Querung von Mooren und Streuwiesen) de facto eine nicht gegebe-ne Umweltverträglichkeit der Kabelvariante vorliegen würde, sind dann aller Voraussicht nach nicht mehr zu erwarten. Die vielfach in den Medien kolportierte Ansicht, dass eine Ka-belvariante grundsätzlich „besser“ ist als die Freileitung, ist jedoch aus Sicht der im Rahmen des Gutachtens behandelten ökologischen Fragestellung nicht zu halten.

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KABELGRUPPE DER VERBUND APG & UVE-TEAM (2006): Salzburgleitung Salzach neu - St. Pe-ter, Umweltverträglichkeitserklärung, Technische Alternative „Erdkabel“ – Gutachten im Auf-trag der Verbund Austrian Power Grid, 107 pp.

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NOWOTNY, G. (2000): Erfolgreiche Streuwiesen-Verpflanzung am Wallersee (Seekirchen, Salzburg). – Linzer Biol. Beitr. 32: 684 – 685.

ÖSTERREICHISCHE ARBEITSGEMEINSCHAFT FÜR GRÜNLAND UND FUTTERBAU (2000): Richtlinie für standortgerechte Begrünungen. - Herausgegeben von der österreichischen Arbeitsge-meinschaft für Grünland und Futterbau an der Bundesanstalt für alpenländische Landwirt-schaft in Gumpenstein, 29 pp.

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WITTMANN, H. (2007 a): Kiesgewinnung in der Steyregger Bucht – und danach? Ökologische Aspekte des Kiesabbaues der Fa. Treul & CoKG in der Donauniederung bei Steyregg. - Vor-trag gehalten bei der Tagung „Wasser und Kies – neue Aspekte der Kiesgewinnung“ der o-berösterreichischen Akademie für Umwelt und Natur am Amt der Oberösterreichischen Lan-desregierung am 15.05.2007 WITTMANN, H. (2007 b): „Kies“ für Biodiversität und Artenschutz – das Abbauprojekt Stey-regg. - BHM, 152. Jg. (2007), Heft 10: 315 – 318. WITTMANN, H. & RÜCKER, TH. (2006): Was ist standortgerecht? Theorie und Praxis der Arbeit mit standortgerechtem Saat- und Pflanzgut. - Tagung Ingenieurbiologie: Begrünung mit standortgerechtem Saat- und Pflanzgut vom 05. bis 09.09.2006 an der HBFLA Raumberg-Gumpenstein, Tagungsband: 11 - 30.

RÜCKER, TH. & WITTMANN, H. (2006): Begrünungstechniken unter Verwendung der Vegetati-on vor Ort - Methoden im Spannungsfeld zwischen Ökologie und Ökonomie. - Tagung Inge-nieurbiologie: Begrünung mit standortgerechtem Saat- und Pflanzgut vom 05. bis 09.09.2006 an der HBFLA Raumberg-Gumpenstein, Tagungsband: 141 - 146.


Beilage 20 KPMG - Kurzbericht über die Analyse der Kostenplanung in der KEMA Studie mit Vergleich zur Prof. Oswald Studie

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Financial Advisory Services Kurzbericht für Verbund APG

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5. Zusammenfassung

Die Analyse der KEMA Studie und der Oswald Studie zeigt wesentliche

Unterschiede in den technischen Annahmen und den daraus abgeleiteten

Kosten, somit ist ein direkter Vergleich der Kosten der beiden Studien nur

eingeschränkt möglich

Grundlage für einen präzisen Vergleich ist die vorherige technische Klärung, ob

mit der von KEMA vorgeschlagenen 2-systemigen Teilverkabelung überhaupt

die geforderte (n-1) Versorgungssicherheit erreicht werden kann, oder ob dazu

die von Prof. Oswald beschriebene 4-systemige Lösung die Voraussetzung ist

Sowohl die KEMA Studie als auch die Oswald Studie kommen zum Ergebnis,

dass die Freileitung die wirtschaftlich günstigste Lösung wäre

Die KEMA Studie schlägt eine alternative Lösung mittel Teilverkabelung vor,

basierend auf rd. 81km Freileitung und rd. 41km Kabel; die Längenangaben für

die Leitungsabschnitte in Salzburg sind in der KEMA Studie inkonsistent

Die Investitionskosten für eine Teilverkabelung hängen wesentlich von den

aktuellen Materialkosten für die 380kV Hochspannungskabel ab, welche in der

KEMA Studie realistisch, in der Oswald Studie zu niedrig angesetzt wurden;

nicht berücksichtigt wurden die international steigenden Rohstoffpreise, die zu

voraussichtlich wesentlich höheren Kosten für Ersatzinvestitionen führen

Lt. KEMA Studie sind alle 4 Kabelabschnitte in leichtem Gelände, weshalb

keine erhöhten Kosten für Tiefbau angesetzt wurden; trotzdem fehlen vermut-

lich alle Zusatzkosten für aufwändigen Querungen von Infrastrukturen

Betriebskosten für Freileitungen werden in der KEMA Studie wesentlich zu

hoch angesetzt und beruhen vermutlich auf Daten alter Freileitungen mit

wesentlich höherem Erhaltungsaufwand

Für Verlustkosten setzt KEMA zu niedrige Werte an (EUR 38 pro MWh statt

aktuell EUR 59,73 pro MWh)

Die Kapitalwerte wurden von KEMA korrekt berechnet, währen sich bei der

Berechnung der Barwerte vermutlich Fehler eingeschlichen haben, wodurch

sich die Annuitäten für Freileitung als auch für Teilverkabelung reduzieren


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Die Berechnung der Ersatzinvestitionen bei KEMA ist nicht eindeutig nach-

vollziehbar; nach unseren Berechnungen sind die Ersatzinvestitionen für die

Teilverkabelung um TEUR 9.644 höher

In der KEMA Studie ist unklar, ob für zukünftige Kosten (Betriebskosten, Re-

Investitionskosten) eine Inflationsrate berücksichtigt wurde

Falls KEMA keine Inflationsrate berücksichtigt hat, sind die Betriebskosten und

Re-Investitionskosten zu niedrig dargestellt

Die KEMA Studie und die Oswald Studie gehen von unterschiedlichen

Kostenaufteilungen und Berechnungsmethoden aus; eine Umrechnung der 2-

systemigen Teilverkabelung von KEMA auf eine 4-systemige Teilverkabelung

(lt. Oswald) ist darum nur eingeschränkt möglich

In der Oswald Studie beträgt der Barwert für eine Lösung mittels Teilverkabe-

lung (4 Abschnitten mit 51km) rd. TEUR 624.000 und weist damit auf 1,74 bis

1,80-fach höhere Kosten hin, als in der KEMA Studie berechnet

Bei der Analyse der Annahmen und Berechnungen von KEMA entsteht der

Eindruck, dass durchwegs von optimalen technischen und baulichen Voraus-

setzungen für eine Kabel- bzw. Teilkabellösung ausgegangen wird

KPMG Financial Advisory Services GmbH weist darauf hin, dass der Auftrag

gegenüber Verbund APG auf Basis der „Allgemeinen Auftragsbedingungen“ der

KPMG Financial Advisory Services GmbH durchgeführt wurde. Eine Haftung

jeglicher Art der KPMG Financial Advisory Services GmbH gegenüber Dritten ist

grundsätzlich ausgeschlossen.

Wien, 30. April 2008


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Anlage

Allgemeine Auftragsbedingungen

KPMG Financial Advisory Services GmbH

Die vom Fachverband Unternehmensberatung und Informationstechnologie der Wirtschaftskammer Österreich formulierten “Allgemeinen Geschäftsbedingungen - Unternehmensberater” (Beilage) bilden einen integrierenden Bestandteil des Auftrages zwischen KPMG Financial Advisory Services GmbH ("KPMG Financial Advisory Services") und dem Auftraggeber mit folgenden Ergänzungen bzw. Änderungen: Zu § 2: Umfang des Beratungsauftrages

1. Die Tätigkeit der KPMG Financial Advisory Services ist in erster Linie eine beratende Tätigkeit, d.h. eine Auskunftserteilung über wirtschaftliche, rechtliche oder technische Sachverhalte und Zusammenhänge.

Die Beurteilung unternehmerischer Zweckmäßigkeit und Wirtschaftlichkeit und die Entscheidung über die unternehmerische Umsetzung liegen allein beim Auftraggeber. KPMG Financial Advisory Services haftet daher nicht für Einbußen bei entsprechenden Investitionen und sonstigen unternehmerischen Maßnahmen, es sei denn, die unternehmerische Entscheidung wurde auf Grundlage eines schadenersatzrechtlich vorwerfbaren Beratungsfehlers auf Seiten der KPMG Financial Advisory Services getroffen.

2. KPMG Financial Advisory Services ist nicht verpflichtet, innerbetriebliche Mängel oder Fehlentscheidungen auf Seiten des Auftraggebers bzw. des Zielunternehmens, die nicht unmittelbar den Beratungs- und Prüfungsgegenstand bilden, festzustellen. Der Auftrag erstreckt sich nicht auf die Aufdeckung von Buchfälschungen und sonstigen Unregelmäßigkeiten.

3. KPMG Financial Advisory Services ist nicht verpflichtet, nach Beendigung ihres Auftrages auf Änderungen gegenüber den Verhältnissen, wie sie zur Zeit der Auftragserteilung bzw. Auftragsausführung bestanden haben, aufmerksam zu machen.


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Zu § 8 (1): Haftung (Schadenersatz)

1. KPMG Financial Advisory Services haftet nicht für Schäden durch leichte Fahrlässigkeit.

2. Bei grober (ausgenommen krass-grober) Fahrlässigkeit haftet KPMG Financial Advisory Services nur bis zu einem Betrag in Höhe des 5-fachen ihres für den betreffenden Auftrag vereinbarten Honorars (ausschließlich allfälliger Auslagenersätze), höchstens aber bis zu einem Betrag von EUR 2.000.000,00, bei einem EUR 2,000.000,00 übersteigenden Honorar bis zur Höhe des Honorarbetrages.

3. Für Gewinnentgang wird nur bei Vorsatz oder krass-grober Fahrlässigkeit gehaftet.

4. Wenn Ansprüche gegen einen zur Erfüllung des Auftrages beigezogenen Dritten an den Auftraggeber abgetreten werden, haftet KPMG Financial Advisory Services nur für Verschulden bei der Auswahl dieses Dritten.

Diese Haftungseinschränkungen gelten überdies nicht für unvorhersehbare oder untypische Schädigungen, mit denen nicht gerechnet werden konnte.

Weiterhin gelten "Zusätzliche Auftragsbedingungen hinsichtlich der Kommunikation mittels elektronischer Datenübertragung" (Beilage)

Anlagen

Allgemeine Geschäftsbedingungen - Unternehmensberater, Ausgabe 2004 Zusätzliche Auftragsbedingungen hinsichtlich der Kommunikation mittels elektronischer Datenübertragung

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Stellungnahme d APG zur KEMA-Dresden-Studie v11 080430ig-erdkabel.at/uploads/media/APG_Stellungnahme_zur_KEMA_Studie_2008.pdfMag. Claudia Schönegger (Terra Cognita) FGH – Forschungsgemeinschaft