Gesetzentwurf der Bundesregierung
Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus der Höchstspannungsnetze

A. Ziel

B. Lösung

C. Alternativen

D. Finanzielle Auswirkungen auf die öffentlichen Haushalte

E. Sonstige Kosten

F. Bürokratiekosten

G. Auswirkungen von gleichstellungspolitischer Bedeutung

Gesetzentwurf der Bundesregierung
Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus der Höchstspannungsnetze

Bundesrepublik Deutschland Berlin, den 8. August 2008
Die Bundeskanzlerin

An den
Präsidenten des Bundesrates
Herrn Ersten Bürgermeister
Ole von Beust

Sehr geehrter Herr Präsident,

hiermit übersende ich gemäß Artikel 76 Absatz 2 des Grundgesetzes den von der Bundesregierung beschlossenen


mit Begründung und Vorblatt.
Federführend ist das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie.
Die Stellungnahme des Nationalen Normenkontrollrates gemäß § 6 Abs. 1 NKRG ist als Anlage beigefügt.


Mit freundlichen Grüßen
Dr. Angela Merkel
Fristablauf: 19.09.08

Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus der Höchstspannungsnetze

Vom ...

Der Bundestag hat das folgende Gesetz beschlossen:

Artikel 1
Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen (Energieleitungsausbaugesetz - EnLAG)

§ 1

§ 2

§ 3

Artikel 2
Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes

Das Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S.1970, 3621), zuletzt geändert durch [...] , wird wie folgt geändert:

Artikel 3
Änderung der Verwaltungsgerichtsordnung

Die Verwaltungsgerichtsordnung in der Fassung der Bekanntmachung vom 19. März 1991 (BGBl. I S. 686), zuletzt geändert durch Artikel 13 des Gesetzes vom 12. Dezember 2007 (BGBl. I S. 2840), wird wie folgt geändert:

Artikel 4
Änderung der Anreizregulierungsverordnung

Die Anreizregulierungsverordnung vom 29. Oktober 2007 (BGBl. I S. 2529), zuletzt geändert durch Artikel 3 des Gesetzes vom 8. April 2008 (BGBl. I S. 693), wird wie folgt geändert:

Artikel 5
Inkrafttreten

Begründung

A) Allgemeines

I. Zielsetzung und wesentlicher Inhalt

1. Ausgangslage

Der zügige Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, der verstärkte grenzüberschreitende Stromhandel und neue konventionelle Kraftwerke machen den raschen Bau neuer Höchstspannungsleitungen in Deutschland dringend erforderlich.

Der zügige Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien ist ein zentraler Punkt des von der Bundesregierung im August 2007 in Meseberg beschlossenen "Integrierten Energie- und Klimaprogramms" (IEKP). Der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung soll bis zum Jahre 2020 auf 25 bis 30 Prozent und auch danach kontinuierlich erhöht werden. Dies soll zu einem bedeutenden Teil durch den Ausbau der Stromerzeugung aus Windenergie erfolgen.

Ferner wird der grenzüberschreitende Stromaustausch weiter zunehmen. Deutschland ist bereits heute das zentrale Strom-Transitland in Europa. Die Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel bezweckt die Intensivierung des Stromhandels zur Schaffung eines funktionierenden Elektrizitätsbinnenmarkts. Die Entscheidung Nr. 1364/2006/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 6. September 2006 zur Festlegung von Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze (sog. TEN-E-Leitlinien) legt die Ziele, Prioritäten und die Grundzüge der Gemeinschaftsaktion im Bereich der transeuropäischen Energienetze fest. Auch an der Marktkopplung zwischen Deutschland und Skandinavien sowie zwischen den Märkten Deutschlands, Frankreichs, Belgiens, der Niederlande und Luxemburgs wird intensiv gearbeitet. Der europäische Strombinnenmarkt wird nicht zuletzt im Zuge des Dritten Strom- und Gasbinnenmarktpakets weitere Impulse erfahren.

Darüber hinaus werden in den kommenden Jahren zahlreiche neue konventionelle Kraftwerke errichtet. Derzeit ist bereits eine Vielzahl neuer konventioneller Kraftwerke im Bau. Eine weitere erhebliche Anzahl von Neubauprojekten befindet sich in unterschiedlichen Planungsstadien.

Dies ist bedingt durch die Erneuerung des Kraftwerksparks, aber auch durch den Ausstieg aus der Kernenergie. Die Mehrzahl der neuen Kraftwerke ist im norddeutschen Raum geplant.

Eine der wesentlichen Aufgaben zur langfristigen Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland ist es, den Ausbau der Höchstspannungsnetze sicherzustellen. Aufgrund der zunehmenden Anforderungen für den europäischen Elektrizitätsaustausch ist der Ausbau des deutschen Netzes auch für die Erhaltung der Systemstabilität in den angrenzenden Staaten von großer Bedeutung. Die zunehmende Nachfrage nach Energie in allen EU-Mitgliedstaaten macht die Erhöhung des Verbundgrades zwischen den EU-Mitgliedstaaten dringend notwendig.

Um der oben dargestellten gesamtenergiewirtschaftlichen Entwicklung Rechnung zu tragen, ist ein schneller Ausbau des Höchstspannungsübertragungsnetzes geboten.

2. Zur Situation der Höchstspannungsnetze in Deutschland und zum Ausbaubedarf

Der Transport großer Strommengen über längere Strecken erfolgt in Deutschland und Europa über das Höchstspannungsübertragungsnetz. Dieses muss eine hohe Versorgungssicherheit und Versorgungsqualität gewährleisten. Denn es verbindet Kraftwerke und Verbraucher mit unterschiedlichen Einspeise- und Verbrauchscharakteristiken und bildet so das "Rückgrat" der Elektrizitätsversorgung.

Im Rahmen der Liberalisierung der Energiemärkte muss das Höchstspannungsübertragungsnetz zunehmend Transportkapazitäten für den verstärkten Stromhandel im europäischen Verbundnetz bereitstellen. Das deutsche Übertragungsnetz wird von den vier Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) EnBW Transportnetze AG, E.ON Netz GmbH, RWE Transportnetz Strom GmbH und der Vattenfall Europe Transmission GmbH in vier Regelzonen betrieben.

Basisdaten zum Stromnetz in Deutschland - Stromkreislängen in Deutschland
Niederspannung Mittelspannung Hochspannung Höchstspannung Gesamt
Stromkreislänge gesamt (in km)1.039.500 490.600 75.400 36.000 *) 1.641.500

Die Netzausbauplanung muss darauf ausgerichtet sein, eine hohe Versorgungszuverlässigkeit (Versorgungskontinuität) zu gewährleisten. Gemäß der Festlegungen im Operation Handbook der UCTE (UCTE, 2004) und des gemeinsamen Transmissioncode (BDEW, 2007) der deutschen Übertragungsnetzbetreiber ist ein Übertragungsnetz mit genügend Netzreserven zu planen. Die Bemessung der Netzreserven erfolgt nach dem so genannten (n-1)-Kriterium. Danach wird das Netz so ausgelegt, dass zu jeder Zeit ein Betriebsmittel, z.B. ein Transformator, eine Leitung oder ein Kraftwerk ausfallen kann, ohne dass es zu einer Überlastung eines anderen Betriebsmittels oder zu einer Unterbrechung der Energieversorgung kommen darf.

2.1 Bedarf für neue Energieleitungen infolge der Entwicklung der Erneuerbaren Energien, insbesondere Windenergie

Die von der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena) in Auftrag gegebene Studie "Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore" vom 24. Februar 2005 (dena-Netzstudie I) untersuchte die Auswirkungen der fluktuierenden Windenergieeinspeisung und anderer Erneuerbarer Energien auf das Höchstspannungsübertragungsnetz.

Die Studie entwickelte eine umsetzungsorientierte Strategie für die Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland bis zum Jahr 2020 auf 20 %.

Die dena-Netzstudie I untersuchte im Detail Engpässe und Überlastungen im Höchstspannungsübertragungsnetz, die den sicheren Betrieb des Netzes gefährden würden. Maßnahmen waren so zu entwickeln, dass die Versorgungssicherheit auf heutigem Niveau gewährleistet werden kann.

Die konkreten Lastflussbilder, die identifizierten Netzengpässe sowie die hieraus abgeleiteten Netzausbaumaßnahmen können im Detail der dena-Netzstudie I entnommen werden.

Um Erneuerbare Energien mit einem Anteil von 20% an der Stromversorgung optimal und ohne Beeinträchtigung des Netzbetriebs in das bestehende Netz zu integrieren, müssen im Höchstspannungsübertragungsnetz bis zum Jahr 2015 sechs neue Trassen zum Nord-Süd-Transport in Betrieb gehen (s. Ziff. 1 bis 6 in nachfolgender Tabelle). Darüber hinaus sind Netzoptimierungsmaßnahmen wie der Bau von Querreglern, die Erweiterung bzw. Ertüchtigung von Schaltanlagen, die Bereitstellung von Anlagen zur Blindleistungskompensation, der Bau neuer Transformatoren vom 380 kV- zum 110-kV-Netz, die Umstellung bestimmter Stromkreise auf eine höhere Spannungsebene und die Verstärkung bestehender Trassen notwendig.

Im Einzelnen:

Nr. Verbindungspunkte Trassenlänge [km] 1) Kapazität [MVA]2) Zieljahr für Inbetriebnahme
1 Hamburg/Nord - Dollern 45 2 x 1.800 2010
2 Ganderkesee - Wehrendorf 80 2 x 1.800 2010
3 Neuenhagen - Bertikow Vierraden 110 2 x 1.800 2010
4 Lauchstädt - Redwitz (als Teil der Verbindung Halle - Schweinfurt) 220 2 x 2.400 2010
5 Diele - Niederrhein 200 2 x 1.800 2015
6 Wahle - Mecklar 190 2 x 1.800 2015
7 Netzverstärkung Thüringen (Stromkreisumstellung, davon 6 km Neubau, Röhrsdorf - Weida - Remptendorf und Vieselbach - Großschwabenhausen- Remptendorf)) 193 k.A. in Betrieb
8 Netzverstärkung Franken I (Stromkreisumstellung Redwitz - Kriegenbrunn) 82 k.A. in Betrieb
9 Netzverstärkung Franken II (Stromkreisumstellung Redwitz - Grafenrheinfeld) 97 k.A. 2010
10 Zubeseilung Bergkamen - Gersteinwerk 16 k.A. 2015
11 Zubeseilung Kriftel - Pkt. Eschborn 10 k.A. 2015
12 Offshore-Cluster Helgoland und Sylt - Schleswig-Holstein (via Sylt nach Böxl und und via Büsum nach Brunsbüttel) Seekabel: 70 /150,
an Land: 30 / 60
gesamt 2.500 20153)
13 Offshore Custer Borkum I und Borkum II - Niedersachsen (Netzanschluss Made/Emden/Diele) Seekabel: 40 / 100,
an Land: 50
gesamt 5.900 20153)
14 Offshore Cluster Region Rostock - Mecklenburg-Vorpommern (Netzanschluss Bentwisch) Seekabel: 120,
an Land: 16
gesamt 450 20153)
15 Offshore Cluster Region Rügen - Mecklenburg Vorpommern (Netzanschluss Lubmin) Seekabel: 100 ,
an Land: 5 gesamt
950 20153)
16 Offshore Cluster Fehmarn - Schleswig Holstein (Netzanschluss in SH) Seekabel: 25
an Land: k.A.
25 2010

Um die Versorgungssicherheit auf heutigem Niveau zu gewährleisten, die Stabilität des deutschen Höchstspannungsnetzes als Teil des europäischen UCTE-Elektrizitätssystems sicher zu stellen und Überlastungen einzelner bestehender Trassen zu vermeiden, müssen die neuen Verbindungen als Teil eines Bündels von Maßnahmen, d.h. als Ganzes, realisiert werden.

Die sechs Trassen haben darüber hinaus wichtige Aufgaben bei der Beseitigung spezifischer Schwachstellen und bei der Sicherstellung der (n-1)-Sicherheit im europäischen Höchstspannungsübertragungsnetz:

1. Verbindung Hamburg/Nord - Dollern:

Ohne die Trasse Hamburg/Nord - Dollern würden bei Ausfall des 220-kV-Stromkreises Hamburg/Nord - Stade oder bei Ausfall eines 380-kV-Stromkreises Hamburg/Nord - Hamburg/ Ost die jeweils parallel laufenden Stromkreise überlastet.

2. Verbindung Ganderkesee - Wehrendorf:

Ohne die Trasse Ganderkesee - Wehrendorf würde bei Ausfall eines 380-kV-Stromkreises Diele - Hanekenfähr der Stromkreis Diele - Meppen überlastet. Bei Ausfall eines 380-kVStromkreises Dollern - Landesbergen würde der verbleibende Stromkreis überlastet.

3. Verbindung Neuenhagen - Bertikow Vierraden:

Ohne die Trasse Neuenhagen - Bertikow Vierraden würde bei Ausfall des 220-kVStromkreises Bertikow - Neuenhagen oder des 380-kV-Stromkreises Perleberg - Wolmirstedt der Stromkreis Pasewalk - Vierraden überlastet.

4. Verbindung Halle - Schweinfurt:

Ohne die Trasse Halle - Schweinfurt würden bei Ausfall eines 380-kV-Stromkreises Wahle - Grohnde der verbleibende Stromkreis, bei Ausfall des Stromkreises 380-kV-Stromkreises Pulgar - Vieselbach der verbleibende Stromkreis Pulgar - Vieselbach, bei Ausfall des Stromkreises Röhrsdorf - Streumen der verbleibende Stromkreis Röhrsdorf - Streumen oder bei Ausfall des Stromkreises Remptendorf - Kriegenbrunn der Stromkreis Remptendorf - Oberhaid überlastet.

5. Verbindung Diele - Niederrhein:

Ohne die Trasse Diele - Niederrhein würden bei Ausfall des 380-kV-Stromkreises Diele - Hanekenfähr der 380-kV-Stromkreis Diele - Meppen, bei Ausfall des 380-kV-Stromkreises Dollern - Landesbergen der parallele Stromkreis oder bei Ausfall des 380-kV-Stromkreises Gronau- Hanekenfähr der 380-kV-Stromkreis Hanekenfähr - Roxel und der 380-kV-Stromkreis Roxel - Gersteinwerk überlastet.

6. Verbindung Wahle - Mecklar:

Ohne die Trasse Wahle - Mecklar würden bei Ausfall des 380-kV-Stromkreises Grohnde - Wahle, bei Ausfall des 380-kV-Stromkreises Grohnde - Bergshausen oder bei Ausfall des 380-kV-Stromkreises Bergshausen - Borken die jeweils parallel laufenden Stromkreise überlastet.

Weitere Trassen, die eventuell nach dem Jahr 2015 gebaut werden müssen, sind Gegenstand der laufenden dena-Netzstudie II (erscheint 2010), deren Ergebnis hier nicht vorgegriffen werden kann.

2.2 Bedarf für neue Energieleitungen gemäß TEN-E-Leitlinien

In der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 6. September 2006 zur Festlegung von Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze ("TEN-E-Leitlinien") wurden in Anhang III 314 Infrastrukturprojekte für Strom- und Gasnetze als Vorhaben von "gemeinsamem Interesse" benannt, deren Fertigstellung erleichtert und beschleunigt werden soll. Darunter befinden sich auch verschiedene Projekte in bzw. mit Bezug zu Deutschland.

Vorhaben von gemeinsamem Interesse gemäß Anhang III der TEN-E-Leitlinien mit Bezug zu Deutschland
Nr. gemäß Anhang III Verbindung
2.5 Verbindungsleitung Vigy (FR)-Uchtelfangen (DE)
2.20 Verbindungsleitung St. Peter (AT)-Isar (DE)
2.22 Verstärkung der Verbindungen zwischen Dänemark und Deutschland, z.B. Verbindungsleitung Kassø-Hamburg
3.48 Verbindungsleitung Hamburg (DE)-Region Schwerin (DE)
3.49 Verbindungsleitung Region Halle/Saale (DE)-Region Schweinfurt (DE)
3.50 Neue Verbindungen zu Offshore- und Onshore-Windkraftanlagen in Deutschland
3.51 Ausbau des 380-kV-Netzes in Deutschland für die Anbindung von Offshore-Windkraftanlagen
4.19 Verbindungen und Nahtstelle zwischen dem UCTE-Netz und Weißrussland, Russland und der Ukraine, einschließlich der Verlegung der früheren Gleichstromkonverter zwischen Österreich und Ungarn, Österreich und der Tschechischen Republik sowie Deutschland und der Tschechischen Republik
4.28 Obermoorweiler (DE)-Meiningen (AT)-Bonaduz (CH): Kapazitätsausbau

Mit besonders hoher Priorität wurden 42 Vorhaben von "europäischem Interesse" bewertet und in den Anhang I aufgenommen. Hierzu zählen insbesondere die Projekte mit Bezug zu Deutschland, die Teil des Dänemark-Deutschland-Ostseerings und Teil der Verbindung Deutschland-Polen-Tschechische Republik-Slowakei-Österreich-Ungarn-Slowenien sind. Die Projekte von europäischem Interesse sind besonders wichtig für das Funktionieren des europäischen Binnenmarktes, weil sie grenzüberschreitend sind oder erhebliche Auswirkungen auf die grenzüberschreitende Übertragungs- bzw. Fernleitungskapazität haben.

Vorhaben von europäischem Interesse gemäß Anhang I der TEN-E-Leitlinien mit Bezug zu Deutschland
Verbindungsleitung Trassenlänge [km] Kapazität [MVA] Zieljahr für Inbetriebnahme
Teil der Verbindung Deutschland-Polen-Tschechische Republik-Slowakei-Österreich-Ungarn-Slowenien (EL 8):
1. Neuenhagen (DE) - Vierraden (DE) - Krajnik (PL) 125 k.A. 2009 / nach 2010
2. Neuer Verbund zwischen Deutschland und Polen 65 k.A. 2010
Teil des Dänemark-Deutschland-Ostseerings (EL 7):
3. Kassø (DK) - Hamburg/Dollern (DE) k.A. k.A. 2012
4. Hamburg/Krümmel (DE) - Schwerin (DE) 75 1.800 2007
5. Halle/Saale (DE) - Schweinfurt (DE) 210 2.400 2009
6. Ausbau der Stromverbundkapazitäten und mögliche Einbeziehung von Offshore-Windkraftanlagen k.A. k.A. k.A.

Der "Vorrangige Verbundplan" ("Priority Interconnection Plan"; Mitteilung der EU-Kommission an den Rat und an das Europäische Parlament vom 10. Januar 2007, KOM (2006) 846 endgültig) gibt einen Überblick über den Ausbaustand bei den 42 Ausbauvorhaben von europäischem Interesse und geht insbesondere auf Verzögerungen ein.

Durch die TEN-E-Leitlinien ist die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der betreffenden Vorhaben verbindlich festgestellt und von Deutschland als betroffenem Mitgliedstaat gemäß Art. 156 Abs. 2 EG ausdrücklich gebilligt worden. Das "ob" der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit kann somit im Nachhinein nicht mehr in Frage gestellt werden. Eine Ausnahme, d.h. ein Absehen von der Umsetzung eines Vorhabens aus den TEN-E-Leitlinien, ist lediglich im Fall einer negativen Umweltverträglichkeitsprüfung möglich. Im Übrigen geben die Leitlinien vor, bei der Umsetzung der Vorhaben - unter Berücksichtigung der Verfahren zur Konsultation der Betroffenen - Verzögerungen so gering wie möglich zu halten.

Zu berücksichtigen ist, dass eine Reihe der von der dena-Netzstudie I als notwendig erachteten Vorhaben auch unter die TEN-E-Leitlinien fallen:

Hierzu gehören die Verbindungsleitung Halle/Saale - Schweinfurt (insbesondere mit den Teilabschnitten Lauchstädt - Vieselbach, Vieselbach - Altenfeld und Altenfeld - Redwitz), die Verbindungsleitung Hamburg/Nord - Dollern und die Verbindungsleitung Neuenhagen - Bertikow / Vierraden.

2.3 Grenzüberschreitender Stromhandel und Deutschland als zentrales Strom-Transitland

Die Europäische Union verfolgt mit der Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte das Ziel, einen einheitlichen gesamteuropäischen Strommarkt mit grenzüberschreitendem Stromhandel zu schaffen.

Seit dem Beginn der Liberalisierung stiegen die grenzüberschreitenden Stromflüsse in der EU27 inklusive Norwegen und der Schweiz nur in geringem Umfang an, d.h. von 7,5 % des Bruttostromverbrauchs im Jahr 1998 auf 10,3 % bzw. auf 350 TWh im Jahr 2005 (vgl. "Bericht über die Erfahrungen mit der Anwendung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 "Verordnung über den grenzüberschreitenden Stromhandel", Mitteilung der Kommission an den Rat und das europäische Parlament vom 15. Mai 2007, KOM (2007) 250 endgültig).

Physikalischer Stromaustausch Deutschlands mit den Nachbarländern in Milliarden Kilowattstunden (Quelle: BDEW 2007)
Jahr Einfuhr [TWh] Ausfuhr [TWh] Saldo [TWh]
199031,830,6+1,2
199539,534,8+4,7
200045,041,9+3,1
200143,544,8-1,3
200246,245,5+0,7
200345,853,8-8,0
200444,251,5-7,3
200553,461,9-8,5
200646,165,9-19,8

Der physikalisch an den Grenzkuppelstellen gemessene Stromimport nach Deutschland erreichte im Jahr 2006 46 TWh, der Stromexport 66 TWh. Etwa ein Drittel der Importe kam aus Frankreich, gefolgt von Tschechien, Dänemark und Schweden. Wichtigste Zielländer für Exporte sind die Niederlande, Österreich und die Schweiz (vgl. "Zahlen und Fakten", Pressekonferenz des Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. am 25. Oktober 2007, Berlin, Abruf von www.bdew.de am 31.03.08). Transitmengen werden in der Statistik des BDEW nicht gesondert ausgewiesen. Sie sind in den Export- und Importdaten enthalten. Der Import-/Exportsaldo Deutschlands von rund 20 TWh entspricht etwas mehr als 3 % der Netto-Stromproduktion. In der EU 27 hat nur Frankreich mit 50 TWh einen höhere Außenhandelsüberschuss als Deutschland (vgl. "Latest Industry Statistics as at 31 December 2006", Abruf von www.eurelectric.org/Statistics am 27.03.08).

Der internationale Stromhandel gewinnt für Deutschland zunehmend an Bedeutung. Im Zeitraum 1990 bis 2006 stieg die Summe aus Import und Export von rd. 62 TWh auf 112 TWh. Maßgeblich für diesen Trend ist, dass Deutschland geographisch zentral liegt und über Höchstspannungsleitungen in große europäische Märkte eingebunden ist: Die Stromnachfrage in Nordeuropa, Mittelosteuropa und Mittelwesteuropa erreicht jeweils etwa das drei- bis vierfache des deutschen Stromverbrauchs. Marktteilnehmer aus den Nachbarländern vermarkten in Deutschland ihre Überschüsse und importieren Strom zur Deckung ihrer Defizite. Allerdings wird der Handel u.a. durch Engpässe an Grenzkuppelstellen und Anforderungen an einen sicheren Netzbetrieb begrenzt.

Nachfolgende Abbildung zeigt die Entwicklung der Stromflüsse an den Grenzkuppelstellen zwischen 2005 und 2006. Die vom Europäischen Rat von Barcelona 2002 getroffene Vereinbarung zur Erhöhung des Verbundgrads zwischen den Mitgliedstaaten auf 10 % wurde in Deutschland im Jahr 2006 mit 14 % deutlich übertroffen.

Entwicklung der durchschnittlichen grenzüberschreitenden Stromflüsse in 2005 und 2006 (Quelle: BNetzA, "Bericht gemäß § 63 Abs. 4 a EnWG zur Auswertung der Netzzustands und Netzausbauberichte der deutschen Elektrizitätsübertragungsnetzbetreiber" vom 8. Januar 2008)

Vorschlag für ein Drittes Binnenmarktpaket

Die Europäische Kommission hat 2007 einen Vorschlag für ein Drittes Binnenmarktpaket vorgelegt, der derzeit verhandelt wird. Dieser beinhaltet u.a. eine Änderung der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie, der Stromhandelzugangsverordnung und Regelungsvorschläge zur Stärkung der Regulierung auf europäischer Ebene. Mit dem Dritten Binnenmarkpaket sollen Hemmnisse und Defizite für die Schaffung eines europäischen Energiebinnenmarktes beseitigt werden, um einen einheitlichen europäischen Energiemarkt mit funktionierendem Wettbewerb zu schaffen. ERGEG-Initiative für regionale Elektrizitätsmärkte Die Gruppe Europäischer Regulierungsbehörden (European Regulators" Group for Electricity and Gas, ERGEG), ein die Europäische Kommission beratendes Gremium bestehend aus Vertreterinnen und Vertretern der Regulierungsbehörden der EU-Mitgliedstaaten, startete 2006 auf der Grundlage entsprechender Vorgaben in der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 eine Initiative für sieben regionale Elektrizitätsmärkte. Die Initiative soll durch den Abbau von Handelshemmnissen effizient funktionierende Regionalmärkte schaffen, und so einen Beitrag für einen europäischen Energiemarkt leisten.

Für Deutschland ist von den regionalen Initiativen das bereits 2005 gegründete Pentalaterale Energieforum (PLEF) mit Deutschland, Frankreich, Belgien, Niederlande und Luxemburg von besonderer Bedeutung, das neben den Regulierungsbehörden auch die betroffenen Unternehmen zur Entwicklung einer regionalen Handelsplattform und eines regionalen Netzssicherheitssystems zusammenführt. Ziel ist es, durch die bessere Integration der Netze der fünf Länder die Auslastung der Netze zu verbessern, den grenzüberschreitenden Anbieterwettbewerb zu stärken und die Betriebssicherheit zu gewährleisten. Infolge dieser Maßnahmen sind zunehmende Stromflüsse zwischen den Ländern zu erwarten.

Sieben regionale Elektrizitätsmärkte gemäß Vorschlag der Gruppe Europäischer Regulierungsbehörden
Region Länder Netto Stromverbrauch 20061) [TWh]
Mittel-/Westeuropa Belgien , Frankreich, Deutschland, Luxemburg, Niederlande ("Pentalaterales Energieforum") 809
Nordeuropa Dänemark, Finnland, Deutschland, Norwegen, Polen, Schweden 1.096
UK und Irland Frankreich, Irland, UK 892
Mittel-/Südeuropa Österreich, Frankreich, Deutschland, Griechenland, Italien, Slowenien 1.523
Südwesteuropa Frankreich, Portugal, Spanien 814
Mittel-/Osteuropa Österreich, Tschechien, Deutschland, Ungarn, Polen, Slowakei, Slowenien 914
Ostseeraum Estland, Lettland, Litauen 25

2.4 Nord-Süd-Gefälle bei Erzeugung und Verbrauch von Strom in Deutschland

Vor der Liberalisierung der Energiemärkte wurde bei der Planung von Energieversorgungssystemen angestrebt dass Erzeugungseinheiten möglichst in der Nähe von Verbrauchsschwerpunkten liegen. In Deutschland wurde dieser Grundsatz weitgehend umgesetzt. Inzwischen hat aufgrund rechtlicher politischer, technischer und ressourcenspezifischer Aspekte der einzelnen Technologien eine Entkopplung von Verbrauchs- und Erzeugungsschwerpunkten eingesetzt.

Standorte für konventionelle Kraftwerke werden heute unabhängig von den netztechnischen Rahmenbedingungen ausgewählt und bevorzugt in der Nähe von Braunkohlelagerstätten, an der Küste bzw. schiffbaren Flüssen (z.B. in Nordrhein-Westfalen) mit Anlandemöglichkeiten für Import-Steinkohle und in der Nähe von Erdgasfernleitungen geplant. Auch die Verfügbarkeit von Kühlwasser oder die Entsorgungsmöglichkeiten für abgeschiedenes Kohlendioxid in unterirdischen Lagerstätten beeinflussen die Standortwahl. Tendenziell zeichnet sich die Entwicklung ab dass neue Standorte für konventionelle Kraftwerke in erheblichem Umfang an Küstenstandorten, also im Norden geplant werden.

Standortentscheidungen für die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien müssen die Verfügbarkeit von Biomasse, die Windverhältnisse und die Sonneneinstrahlung sowie den möglichst leichten Zugang zu geeigneten geologischen Formationen im Fall der Geothermie berücksichtigen, wobei Geothermie auf absehbare Zeit keinen erheblichen Beitrag liefern und daher im vorliegenden Kontext nicht weiter betrachtet wird. Die Verfügbarkeit von Biomasse ist in Deutschland insgesamt gut, so dass Biomasseanlagen in allen Flächenbundesländern entstehen. Die Intensität und die Dauer der Sonneneinstrahlung führen zu einer Konzentration der Solarstromerzeugung im Süden. Aufgrund der großen Unterschiede bei der Ressource Wind, konzentrieren sich Standorte von Windenergieanlagen bzw. der Windenergieausbau auf den Norden und die Mitte Deutschlands.

Auch der Ausstieg aus der Kernenergie trägt zu dem Nord-Süd-Gefälle bei. Die derzeit noch insbesondere in Süddeutschland betriebenen Kernkraftwerke werden schrittweise abgeschaltet.

Der Wegfall der in den Kernkraftwerken erzeugten Energie soll durch konventionelle Kraftwerke und erneuerbare Energien kompensiert werden, wobei in Süddeutschland die Nachfrage voraussichtlich nicht durch verbrauchsnahe, sondern vorwiegend durch zu transportierende Elektrizitätsmengen gedeckt werden muss.

Das Nord-Süd-Gefälle wird in der dena-Netzstudie I anhand von Regionalbilanzen für sechs Regionen verdeutlicht

Ausgehend vom Jahre 2003 wurden in den Bilanzen der Ausbau Erneuerbarer Energien, der Kernenergieausstieg, die Investitionen in konventionelle Kraftwerke und Lastveränderungen berücksichtigt soweit diese bekannt waren. Seit 2003 ist die Anzahl der Planungen für konventionelle Kraftwerke in Norddeutschland weiter deutlich angestiegen. Der Stromtransit durch Deutschland und der Import von Elektrizität wurden nicht verändert, wobei auch der zunehmende Stromtransit und der zunehmende grenzüberschreitende Stromhandel vom Ausbau der Netze profitieren. Als Ergebnis der Erzeugungs- und Verbrauchsbilanzen treten regionale Stromüberschüsse bzw. Unterdeckungen der Nachfrage auf. Die daraus resultierenden Stromflüsse über die Grenzen der Regionen hinweg und die Richtung der Flüsse können der dena-Netzstudie I entnommen werden.

2.5 Notwendigkeit zur kurzfristigen Realisierung der Trassenprojekte

In Situationen starker nationaler und internationaler Handelsaktivitäten in Kombination mit guten Windverhältnissen und somit hoher Windenergieeinspeisung treten in einzelnen Regionen Deutschlands zunehmend Netzengpässe auf. Diese Engpässe beschränken den Transport von Elektrizität aus den verschiedenen Erzeugungsanlagen und den Stromhandel. Dies hat Auswirkungen auf den Wettbewerb und die Investitionssicherheit beim Bau neuer Kraftwerke.

Unzureichende Netzkapazitäten führen im Bereich der erneuerbaren Energien bereits heute in Starkwindsituationen zur Abregelung dieser Anlagen. Damit kann Strom aus Windenergie nicht im möglichen Umfang den Verbrauchern zur Verfügung gestellt werden. Der "verworfene Windstrom" muss in konventionellen Kraftwerken mit entsprechenden CO₂-Emissionen und damit negativen Auswirkungen auf die Klimabilanz Deutschlands produziert werden.

Zu einer Investitionsunsicherheit führen die begrenzten Netzkapazitäten auch bei Vorhaben für konventionelle Kraftwerke in Norddeutschland. Neben den bekannten Marktrisiken müssen zunehmend die Risiken bewertet werden, die sich aus nicht ausreichend verfügbaren Netzkapazitäten ergeben. Die Investitionsentscheidungen müssen kurz- und mittelfristig erfolgen, da durch den Ausstieg aus der Kernenergie und der altersbedingten Erneuerung des konventionellen Kraftwerkparks dringender Handlungsbedarf besteht.

Aufgrund nicht ausreichender Transportkapazitäten kommt es bereits heute an engpassbehafteten Grenzkuppelstellen zur Versteigerung von Transportkapazitäten im Rahmen eines Engpass-Managements. Aufgrund möglicher künftiger Netzengpässe prüft die Bundesnetzagentur auch Maßnahmen des Engpass-Managements innerhalb Deutschlands, falls nicht kurzfristig zusätzliche Transportkapazitäten bereitgestellt werden. Dies würde eine Einschränkung des Stromhandels und von wirtschaftlichen Potenzialen bedeuten.

2.6 Verfügbarkeit und Einsetzbarkeit etwaiger Alternativen zum Netzausbau

Neben dem Leitungsbau und der Netzertüchtigung werden auch andere Konzepte für die Integration der Erneuerbaren Energien in das deutsche Elektrizitätssystem diskutiert. Dazu zählen beispielsweise die Verbindung der Offshore Windparks untereinander (europäisches Offshore-Netz), eine Verbindung zu hydroelektrischen Langzeitspeichern (z.B. in Norwegen), ein europäisches Gleichstromnetz mit sehr großen Übertragungskapazitäten zum Ferntransport, oder Temperaturmonitoring auf bestehenden 380-kV-Leitungen. Unbeschadet des Potentials, das diese Maßnahmen für die Zukunft bieten, müssen die absehbaren Netzengpässe mit jetzt zur Verfügung stehenden Mitteln kurz- bis mittelfristig beseitigt werden. Die in den Bedarfsplan aufgenommenen Vorhaben sind daher energiewirtschaftlich notwendig und vordringlich.

3. Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren

Trotz der Beschleunigungselemente im Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz vom 9. Dezember 2006 (BGBl. I 2006, 2833) konnten Verzögerungen auf Ebene der Planungs- und Genehmigungsverfahren und bei der Realisierung des Leitungsbaus nicht verhindert werden und sind auch weiterhin zu erwarten. Derartige Verzögerungen werden auch von der EU-Kommission gesehen. So nennt der vorrangige Verbundplan (Mitteilung der EU-Kommission an den Rat und an das Europäische Parlament vom 10. Januar 2007, KOM (2006) 846 endgültig) die komplexen Planungs- und Genehmigungsverfahren als Hauptgrund für die meisten Verzögerungen bei den Leitungsbauvorhaben von europäischem Interesse. Die EU-Kommission empfiehlt daher als Abhilfemaßnahme u.a. die Straffung der Genehmigungsverfahren.

Daher sollen mit diesem Gesetz die Planungs- und Genehmigungsverfahren beschleunigt werden.

Kernelemente des Gesetzes sind:

Daneben erfolgen verschiedene Änderungen des EnWG - insbesondere zu den Netzausbauverpflichtungen, der Berichterstattung über den Netzausbau und zum Planfeststellungsverfahren für Erdkabel in dem 20 km ab der Küstenlinie landeinwärts gelegenen Gebiet.

4. Gesetzgebungskompetenz des Bundes

Artikel 1 und 2 des Gesetzes sind Gegenstand der konkurrierenden Gesetzgebungskompetenz des Bundes (Artikel 74 Abs. 1 Nr. 11 GG).

Artikel 3 des Gesetzes ist Gegenstand der konkurrierenden Gesetzgebungskompetenz des Bundes (Art. 74 Abs. 1 Nr. 1 GG).

Die Voraussetzungen des Artikels 72 Abs. 2 Grundgesetz liegen vor.

Für Artikel 1 des Gesetzes liegen die Voraussetzungen des Artikels 72 Abs. 2 Grundgesetz vor, da die bundesgesetzliche Regelung des Energieleitungsausbaus zur Herstellung gleichwertiger Lebensverhältnisse im Bundesgebiet erforderlich ist. Es geht vorliegend um Grundfragen der Infrastrukturausstattung mit überregionaler Bedeutung für das Gemeinwesen, und zwar im Bereich der Energieleitungen. Infrastrukturausstattung insgesamt, und Energieleitungen im besonderen, garantieren gleichwertige Lebensverhältnisse. Es darf daher seitens des Gesetzgebers nicht zugewartet werden, bis eine konkret Gefahr besteht, dass Teile des Landes infolge unterschiedlicher Planungen des Leitungsbaus benachteiligt werden. Insoweit scheint es konsequent, für das Fachplanungsrecht für raumbedeutende Infrastrukturmaßnahmen eine derartige Gefahrensituation stets anzunehmen (vgl. auch Gesetzesbegründung zum Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz vom 4.11.2005, BT-Drucks. 016/54 ).

Außerdem ist die bundesgesetzliche Regelung auch zur Wahrung der Rechts- und Wirtschaftseinheit im gesamtstaatlichen Interesse erforderlich. Nach der Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts ist dies der Fall, wenn es um die institutionellen Voraussetzungen des Bundesstaates geht also um bestehende oder drohende Rechtszersplitterung oder Zersplitterung des Wirtschaftsraumes.

Im Bereich des Energieleitungsbaus machen die Maßgaben zur Vereinfachung, Beschleunigung und Stabilisierung der Planungen eine bundeseinheitliche Regelung zur Wahrung der Rechtseinheit im gesamtstaatlichen Interesse erforderlich. Eine Vielzahl der Planungen betrifft entweder länderübergreifende Vorhaben oder zumindest Vorhaben mit länderübergreifenden Auswirkungen auf Betroffene oder die Umwelt einschließlich der Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen. Bei solchen länderübergreifenden Sachverhalten führten unterschiedliche Regelungen zur Feststellung des Bedarfs für den Bau der Leitungen zu ernsthaften Hindernissen bei der Verwirklichung der Planung. Für eine angemessene Ausstattung mit Energieleitungen mit überregionaler Bedeutung ist es daher erforderlich, dass unter einheitlichen rechtlichen Bedingungen geplant werden kann.

Betreffend Artikel 2 des Gesetzes, der Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes zum Inhalt hat ist eine bundesgesetzliche Regelung zur Wahrung der Rechts- und Wirtschaftseinheit im Sinne von Artikel 72 Abs. 2 Grundgesetz erforderlich, da es sich im Wesentlichen um Folgeänderungen bereits bestehender bundeseinheitlich geltender Vorschriften handelt.

II. Alternativen

Es stehen keine anderweitigen Lösungsmöglichkeiten zur Verfügung, um die in der Praxis aufgetretenen Verzögerungen bei der Planung und Genehmigung von Leitungsbauvorhaben aufzulösen.

Der zügige Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, neue konventionelle Kraftwerke und der verstärkte grenzüberschreitende Stromhandel erfordern den schnellen Ausbau der Höchstspannungsnetze. Hierfür sind einfache, transparente und zügige Planungs- und Genehmigungsvorgänge notwendig.

III. Gesetzesfolgen

1. Kosten für die öffentlichen Haushalte

Durch das Energieleitungsausbaugesetz werden die Planungs- und Genehmigungsbehörden entlastet.

Hinsichtlich der in dem Bedarfsplan aufgeführten Vorhaben entfallen Prüfungen und Abwägungen zu der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit und ihrer Vereinbarkeit mit den Zielen des § 1 EnWG.

Die Einführung des Planfeststellungsverfahrens für die Anbindungsleitungen von Offshore-Windenergieanlagen ersetzt die bislang erforderlichen Einzelgenehmigungen und entlastet die zuständigen Behörden.

Die Übertragung neuer erstinstanzlicher Zuständigkeiten auf das Bundesverwaltungsgericht wird zu einer höheren Geschäftsbelastung des Gerichts führen. Die Aufgaben werden aber wegen des Wegfalls von Zuständigkeiten nach anderen Gesetzen, z.B. nach dem Verkehrswegeplanungsbeschleunigungsgesetz, mit dem bisherigen Personalbestand wahrgenommen werden können.

Soweit die erstinstanzlichen Zuständigkeiten auf das Bundesverwaltungsgericht übertragen werden, werden die Gerichte der Länder entlastet werden.

2. Kosten für die Wirtschaft

Durch die Regelungen entstehen der Wirtschaft keine zusätzlichen Kosten. Insbesondere werden keine neuen Pflichten und damit verbundene Kosten begründet:

Durch die Änderung des § 11 EnWG werden keine neuen Pflichten begründet. Es handelt sich um eine deklaratorische Ergänzung hinsichtlich bereits bestehender Pflichten.

Die Änderung der § 12a EnWG schafft insbesondere keinen bürokratischen Mehraufwand. Es werden lediglich nach bisheriger Auslegung und Handhabung der Norm bereits bestehende Pflichten nunmehr ausdrücklich erwähnt.

Durch das Energieleitungsausbaugesetz und durch die Einführung des Planfeststellungsverfahrens für die Anbindungsleitungen von Offshore-Windenergieanlagen sind möglicherweise Kosteneinsparungen realisierbar.

Eventuelle Mehrkosten, die durch die nach dem Energieleitungsausbaugesetz mögliche Teilverkabelung von Höchstspannungsleitungen im Rahmen von vier Pilotprojekten entstehen, werden unter den Übertragungsnetzbetreibern ausgeglichen und bundesweit auf die Netznutzungsentgelte umgelegt.

3. Sonstige Kosten

Unmittelbare Auswirkungen auf die Einzelpreise, das allgemeine Preisniveau, insbesondere auf das Verbraucherpreisniveau, sind in begrenztem Umfang durch eine etwaige Teilverkabelung im Rahmen der vier Pilotprojekte zu erwarten. Andererseits ist infolge des Gesetzes mit einer Beschleunigung des Netzausbaus zu rechnen. Dies wird einen Beitrag zur Intensivierung des Wettbewerbs auf dem Strommarkt leisten und damit günstige Auswirkungen auf die Strompreise haben.

IV. Gender Mainstreaming

Das Gesetz verursacht keine Auswirkungen von gleichstellungspolitischer Bedeutung.

B) Zu den einzelnen Vorschriften

Artikel 1: Energieleitungsausbaugesetz

1. § 1 EnLAG

Leitungsbauvorhaben, für die ein vordringlicher Bedarf besteht, können in einem gesetzlichen Bedarfsplan festgelegt werden. Der Bedarfsplan wird dem Gesetz als Anlage beigefügt. Eine Pflicht zur Erstellung des Bedarfsplans besteht nicht.

Die Realisierung der in den Bedarfsplan aufgenommenen Vorhaben wird vor dem Hintergrund der gesamtenergiewirtschaftlichen Entwicklung, insbesondere der Einbindung der Erneuerbaren Energien, des zunehmenden grenzüberschreitenden Stromhandels und des Netzanschlusses neuer konventioneller Kraftwerke als vordringlich angesehen.

Mit der Aufnahme in den Bedarfsplan ist die energiewirtschaftsrechtliche Notwendigkeit, insbesondere die Vereinbarkeit mit den Zielen des § 1 des Energiewirtschaftsgesetzes und die Vordringlichkeit des betreffenden Vorhabens, verbindlich festgestellt.

Der Bedarfsplan ist nicht abschließend. Es können daher weiterhin Vorhaben - selbst solche vordringlicher Art - realisiert werden, die nicht in den Bedarfsplan aufgenommen sind. Allerdings ist für diese die energiewirtschaftsrechtliche Notwendigkeit und insbesondere ihre Vereinbarkeit mit den Zielen des § 1 des Energiewirtschaftsgesetzes wie bisher von den Planungs-und Genehmigungsbehörden zu prüfen.

2. § 2 EnLAG

Während Erdkabel auf der Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene bereits verwendet werden, konnten mit ihrem Einsatz im Höchstspannungsübertragungsnetz bislang nur wenige Erfahrungen gesammelt werden. Die Vorschrift ermöglicht daher die Teilverkabelung bestimmter Leitungsbauvorhaben als Pilotvorhaben. Sie soll den Einsatz von Erdkabeln in der Fläche ermöglichen. Die Vorhaben wurden u.a. deshalb ausgewählt, da es sich um sehr bedeutende Leitungen für den Stromtransport in Nord-Süd-Richtung handelt. Die in Abs. 1 Ziff. 1 - 3 genannten Leitungen sind für den Transport von Strom aus Windenergie und neuen konventioneller Kraftwerken im norddeutschen Raum von besonderer energiewirtschaftlicher Bedeutung.

Die Leitungen betreffen zu einem großen Teil das räumliche Gebiet der norddeutschen Tiefebene, das auch vom Leitungsbau nach der dena-Netzstudie I in besonderem Maße betroffen ist. Bei dem Vorhaben nach Absatz 1 Nr. 4 wird dem Umstand Rechnung getragen, dass eine Teilverkabelung unter besonderen geographischen Bedingungen getestet werden kann.

Absatz 2 regelt, unter welchen Voraussetzungen die Teilverkabelung erfolgen darf. Nach Satz 1 ist dies möglich, wenn bestimmte Abstände zu Wohngebäuden unterschritten werden.

Darüber hinaus ermöglicht Satz 2 eine Teilverkabelung für die in Absatz 1 Nr. 4 genannte Leitung. Es geht darum, unabhängig von Abstandvorschriften eine Teilverkabelung für die etwaige Querung des Rennsteiges im Thüringer Wald zu ermöglichen, ohne der Entscheidung der zuständigen Behörden zum Trassenverlauf vorgreifen zu wollen. Durch die Regelung wird ermöglicht, eine Teilverkabelung unter den besonderen geographischen Bedingungen einer Mittelgebirgslandschaft zu testen.

Mit dem Begriff "technisch und wirtschaftlich effizienter Teilabschnitt" wird zum Ausdruck gebracht dass bei allen Möglichkeiten zur Teilverkabelung im Sinne des Abs. 2 ein ständiges Abwechseln der Erdverkabelung mit der Freileitungsbauweise, das zu erheblichen Mehrkosten führt vermieden werden soll. Als technisch und wirtschaftlich effizient gilt ein Teilabschnitt daher dann, wenn er mindestens eine Länge von 3 km aufweist.

Absatz 3 ermöglicht die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens für die Teilverkabelung.

Absatz 4 regelt, wie die Kosten für die in Absatz 1 genannten Pilotvorhaben bundesweit auf alle Übertragungsnetzbetreiber rechnerisch verteilt werden. Diese Verteilung ist sachgerecht, da die mit den Pilotvorhaben gewonnenen energiewirtschaftlichen Erfahrungen von bundesweiter Bedeutung sind. Indem der Verteilungsmaßstab an die Länge des jeweiligen Übertragungsnetzes anknüpft ist eine angemessene Zuordnung der Kosten gewährleistet.

3. § 3 EnLAG

Nach § 3 prüft das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit sowie dem Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung alle fünf Jahre, ob der Bedarfsplan anzupassen ist und legt dem Deutschen Bundestag einen Bericht vor. Gegenstand des Berichts sind auch die Erfahrungen mit den Erdkabel-Pilotvorhaben nach § 2.

4. Anlage

Die Auswahl der Vorhaben für den vorliegenden Bedarfsplan erfolgte auf Basis der Vorhaben, die in den TEN-E-Leitlinien und der dena-Netzstudie I enthalten sind.

Zu den einzelnen Vorhaben (Bezifferung gemäß Anlage):

Artikel 2: Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes

1. Änderung des § 11 EnWG

Absatz 1 erhält mit der Verpflichtung zur Optimierung und Verstärkung der Netze eine konkretisierende Ergänzung. Die Aufgabe der Netzbetreiber zu einem kosteneffizienten, bedarfsgerechten Netzausbau umfasste bereits nach bisheriger Fassung der Vorschrift eine Optimierung und Verstärkung der Netze. Demnach werden durch die Ergänzung keine neuen Verpflichtungen für die Netzbetreiber und auch keine Rangfolge der Maßnahmen festgelegt. Optimierungs-und Netzverstärkungsmaßnahmen unter Berücksichtigung der Systemverantwortung und der in § 1 genannten Ziele, insbesondere der effizienten leitungsgebundenen Energieversorgung, sind von den Netzbetreibern in einem ersten Schritt zu prüfen und gegebenenfalls in Angriff zu nehmen. Bei der Bestimmung der im Einzelfall zu ergreifenden Maßnahmen sind weiterhin z.B. deren Auswirkungen auf das Gesamtsystem, die mittel- bis langfristig erforderlichen Transportkapazität, die mittel- bis langfristige Entwicklung des Netzes sowie die Erfordernisse eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs, Netzverluste und Effizienzanforderungen zu berücksichtigen.

2. Änderung des § 12 Abs. 3a EnWG

Die Berichtspflicht in § 12 Abs. 3a wird dahingehend konkretisiert, dass sie auch konkrete Maßnahmen zum Netzausbau im Sinne von § 11 Abs. 1 und eine Zeitangabe zu der Planung über Beginn und Ende der Maßnahmen erfasst. Darüber hinaus werden Folgeänderungen vorgenommen.

3. Änderung des § 21a Abs. 4 Satz 3 EnWG

§ 21a Abs. 2 Satz 3 regelt, dass Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb oder die Änderung eines Erdkabels, das nach § 43 Satz 3 planfestgestellt worden ist, als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten. Bei der Einfügung des Verweises auf § 43 Satz 1 Nr. 3 handelt es sich um eine Folgeänderung. Der bisherige Halbsatz 2 wird gestrichen, da die Verlegung von Erdkabeln mit einer Nennspannung von 380 Kilovolt nunmehr abschließend in § 2 EnLAG geregelt wird wobei die Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung dieser Erdkabel einem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Abs. 4 EnLAG unterliegen.

Die neue Nr. 14 des § 11 Abs. 2 ARegV regelt insoweit die Anerkennung der Kosten und Erlöse aus dem Ausgleichsmechanismus als nicht beeinflussbare Kostenanteile.

4. Änderung des § 43 EnWG

Mit der neuen Nr. 3 des § 43 Satz 1 wird für die Leitungen zur Netzanbindung von Offshore-Anlagen für den Bereich des Küstenmeers und der landseitigen Anbindung ein Planfeststellungsverfahren mit Konzentrationswirkung für die bisher in diesem Bereich notwendigen Einzelgenehmigungen eingeführt. Naturgemäß kommt dabei für die seeseitige Anbindung ein Seekabel und für die landseitige Anbindung bis zu dem technisch und wirtschaftlich günstigsten Netzverknüpfungspunkt nach dem Ermessen des Vorhabensträgers entweder eine Freileitung oder nach Maßgabe des § 43 Satz 1 Nr. 3 EnWG ein Erdkabel in Betracht. Planfeststellungsbehörde ist die nach Landesrecht zuständige Behörde.

Satz 3 gilt für den gesamten Netzausbau in dem 20 km landeinwärts der Küstenlinie verlaufenden Korridor und zwar unabhängig davon, ob das Erdkabel dem Anschluss einer Offshore-Anlage oder sonstiger Erzeugungsanlagen an das Netz dient, oder ob es sich um Netzverstärkungsmaßnahmen handelt. Es reicht aus, dass die Leitung in diesem bzw. durch dieses Gebiet verläuft.

5. Änderung des § 43b Nr. 1 Satz 1 EnWG

Die Vorschrift findet auch auf die Vorhaben aus der Anlage zum EnLAG Anwendung.

6. Neuer § 117a EnWG

Die Vorschrift zielt darauf ab, Betreiber von EEG- und KWK-Anlagen geringerer Leistung von den Bilanzierungs-, Prüfungs- und Offenlegungspflichten des § 10 Absatz 1 auszunehmen.

Die in Satz 1 des § 117a festgelegten Werte stellen eine Bagatellgrenze dar. Bei deren Unterschreiten oder Erreichen wäre es unverhältnismäßig, den Anlagenbetreibern Bilanzierungs-, Prüfungs- und Offenlegungspflichten des § 10 Absatz 1 aufzuerlegen. In den Anwendungsbereich der Ausnahme fallen jedoch nur Betreiber solcher Anlagen, die die in diesen Anlagen erzeugte elektrische Energie ausschließlich nach den Vorschriften des EEG und des KWKG in ein Netz einspeisen oder nach den Vorschriften des EEG direkt vermarkten. Wird jedoch elektrische Energie - auch nur teilweise - außerhalb der EEG- oder KWKG-Vorschriften einem Abnehmer zur Verfügung gestellt, findet § 117a keine Anwendung. Gleiches gilt falls der Betreiber die Definition des Energieversorgungsunternehmens i.S.d. § 3 Nr. 18 EnWG schon deswegen erfüllt, weil er ein Energieversorgungsnetz betreibt oder an einem Energieversorgungsnetz als Eigentümer Verfügungsbefugnis besitzt. Unschädlich ist hingegen der Eigenverbrauch, da dieser kein Liefern von Energie an andere i.S.d § 3 Nr. 18 EnWG darstellt. Werden mehrere, an einem Standort miteinander verbundene Anlagen betrieben, so gelten diese als eine Anlage, und ihre jeweilige Leistung ist für die Bestimmung der Leistungsgrenze nach Satz 1 zu addieren. Als miteinander verbunden gelten nur solche Anlagen, die mit Blick auf die Stromerzeugung wirtschaftlich oder technisch eine Einheit bilden.

7. Änderung des § 118 EnWG

Artikel 3: Änderungen der Verwaltungsgerichtsordnung

1. Änderung des § 48 VwGO

Die Ergänzung in Absatz 1 Satz 1 Nummer 4 hinsichtlich Erdkabeln trägt dem Umstand Rechnung, dass die mit der neuen Vorschrift des § 43 Satz 1 Nr. 3 EnWG eingeführte Planfeststellung für Leitungen zur Anbindung von Offshore-Windkraftanlagen auch Seekabel umfasst.

2. Änderung des § 50 Abs. 1 Nr. 6 VwGO

Mit dieser Änderung in Verbindung mit § 1 Abs. 3 EnLAG werden Rechtsstreitigkeiten hinsichtlich der in dem Bedarfsplan zum Energieleitungsausbaugesetz genannten Vorhaben erst- und letztinstanzlich auf das Bundesverwaltungsgericht übertragen, wie es nach bisheriger Fassung des § 50 Abs. 1 Nr. 6 VwGO bereits hinsichtlich solcher Vorhaben der Fall ist, die in dem Allgemeinen Eisenbahngesetz, dem Bundesfernstraßengesetz, dem Bundeswasserstraßengesetz oder dem Magnetschwebebahnplanungsgesetz bezeichnet sind.

Diese Zuweisung zum Bundesverwaltungsgericht stellt eine Ausnahme dar. Sie dient der Beschleunigung gerichtlicher Verfahren hinsichtlich dringend notwendiger Leitungsbauvorhaben zur langfristigen Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland. Denn der Ausbau der Höchstspannungs-Übertragungsnetze infolge des Ausbaus des Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, des verstärkten grenzüberschreitenden Stromhandels und neuer konventionelle Kraftwerke ist dringend geboten. Streitigkeiten um Leitungsbauvorhaben bedürfen daher einer schnellen und endgültigen Klärung.

Die erst- und letztinstanzliche Zuständigkeit des Bundesverwaltungsgerichts in den oben beschriebenen Rechtsstreitigkeiten trägt erheblich zur Beschleunigung dieser Verfahren bei, wie die Erfahrungen mit dem Verkehrswegeplanungsbeschleunigungsgesetz und dem Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz zeigen.

Denn im Vergleich zu Rechtsschutzverfahren vor den Oberverwaltungsgerichten entfällt das Risiko eines anschließenden Revisionsverfahrens. Einem solchen ist die Gefahr immanent, dass das Revisionsgericht noch nicht in der Sache entscheidet, sondern das Verfahren zur Aufklärung weiterer nach seiner Rechtsauffassung notwendiger, Tatsachen an das Oberverwaltungsgericht zurückverweist. Dies kann den Ausbau der Netze weiter verzögern.

Durch die Verkürzung der Verfahrensdauer wird auch das wirtschaftliche Risiko, von der sofortigen Vollziehbarkeit des Plans Gebrauch zu machen, verringert.

In Anbetracht der Notwendigkeit des beschleunigten Ausbaus der Höchstspannungsübertragungsnetze ist die erst- und letztinstanzliche Zuständigkeit des Bundesverwaltungsgerichtes hier somit ausnahmsweise erforderlich (vgl. BVerfGE 8, 174 ff.).

Auch nach Zuweisung dieser erstinstanzlichen Zuständigkeit bleibt das Bundesverwaltungsgericht - entsprechend der Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts (BVerfGE 8, 174 ff.) - im Wesentlichen Rechtsmittelgericht. Denn der Zuweisung neuer erstinstanzlicher Zuständigkeiten steht ein Rückgang erstinstanzlicher Zuständigkeiten des Bundesverwaltungsgerichts aufgrund der kontinuierlichen Erledigung von Verfahren betreffend die im Gesetz zur Beschleunigung von Planungsverfahren für Infrastrukturvorhaben und im Verkehrswegeplanungsbeschleunigungsgesetz aufgeführten Infrastrukturprojekte gegenüber. Es kann also erwartet werden, dass neue und wegfallende Zuständigkeiten sich ausgleichen werden und damit das Regel-Ausnahmeverhältnis zwischen der Tätigkeit des Bundesverwaltungsgerichts als Revisionsgericht und der Zuständigkeit als erstinstanzliches Gericht weiterhin gewahrt bleibt. Hierfür spricht auch dass es sich bei den 24 vordringlichen Vorhaben um eine überschaubare Anzahl handelt.

Artikel 4: Änderungen der Anreizregulierungsverordnung

Artikel 5: Inkrafttreten

Die Vorschrift regelt das Inkrafttreten des Gesetzes.

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Anlage
Stellungnahme des Nationalen Normenkontrollrates gem. § 6 Abs. 1 NKR-Gesetz:
NKR-Nr. 529:
Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus der Höchstspannungsnetze

Der Nationale Normenkontrollrat hat den oben genannten Gesetzentwurf auf Bürokratiekosten, die durch Informationspflichten begründet werden, geprüft.

Mit dem Gesetzentwurf werden keine Informationspflichten neu eingeführt, geändert oder aufgehoben.

Der Nationale Normenkontrollrat hat daher im Rahmen seines gesetzlichen Prüfauftrags keine Bedenken gegen das Regelungsvorhaben.

Dr. Ludewig Dr. Schoser
Vorsitzender Berichterstatter