Der Ausbau von Windenergieanlagen auf See und von Offshore-Anbindungsleitungen muss aufeinander abgestimmt werden. Unter welchen Voraussetzungen dies möglichst effizient gestaltet werden kann, untersuchte Prognos mit weiteren Partnern. Offshore-Windenergie wird in den nächsten Jahren immer wichtiger und ist eine der Säulen der zukünftigen Versorgung mit erneuerbarem Strom. Im Auftrag des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ermittelte Prognos mit den Projektpartnern Büro für Energiewirtschaft und technische Planung (BET), Deutsche WindGuard und WindPower & More Consulting (WP&More) die technischen und regulatorischen Rahmenbedingungen für den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie in der Deutschen Nord- und Ostsee. Viele Ergebnisse der Untersuchung flossen in den vom BSH erstellten und zuletzt 2020 fortgeschriebenen Flächenentwicklungsplan (FEP) ein, welcher den Ausbau der Technologie räumlich und technisch steuert. Ein Mittelweg bei der Leistung pro Fläche Der FEP legt mit der „voraussichtlich zu installierenden Leistung“ unter anderem fest, welche Erzeugungsleistung auf einer bestimmten Offshore-Fläche per Ausschreibung an Stromerzeuger vergeben werden soll. Die Festlegung dieser Größe bedarf in vielerlei Hinsicht einer sorgfältigen Abwägung. Ein zu kleiner Wert würde dazu führen, die in der deutschen See knappe Fläche nicht optimal zu nutzen – der Ausbau wäre somit nicht flächensparsam. Ein zu großer Wert würde die Kosten der Stromerzeugung erhöhen, da dicht beieinander platzierte Anlagen sich durch Abschattung gegenseitig in ihrer Leistungsfähigkeit einschränken können – der Ausbau wäre nicht kosteneffizient. Unter Verwendung von Ertrags- und Kostensimulationen wurde im Projekt schließlich eine differenzierte Methode zur Festlegung der voraussichtlich zu installierenden Leistung entwickelt, welche sowohl die Geometrie als auch die räumliche Lage der auszuschreibenden Flächen berücksichtigt. Die Methode wurde vom BSH übernommen und wird nun im FEP angewendet. Höhere Spannung bei der Netzanbindung Bereits vor 2030 werden Offshore-Windparks in Deutschland mit einer Übertragungsspannung von 525 Kilovolt (kV) anstatt der bisher genutzten 320 kV an das Landnetz angeschlossen werden. Dies ermöglicht eine höhere übertragbare Leistung von dann bis zu zwei Gigawatt pro Anbindungssystem. Damit sinken die Kosten und es wird knapper Raum für die Anbindungstrassen im Küstenmeer gespart. Im Projekt wurde die Verfügbarkeit und Marktreife der dafür notwendigen komplexen elektrotechnischen Komponenten eingehend untersucht. Im Ergebnis wird in Deutschland voraussichtlich im Jahr 2029 mit dem System NOR-9-1 das erste solcher Hochleistungs-Anbindungssysteme in Betrieb gehen. Durch das Kabel werden dann bis zu zwei Gigawatt Stromleistung, die mit voraussichtlich rund 160 Windenergieanlagen gewonnen werden, in Richtung Küste fließen. Der gewonnene Strom kann dort rund drei Millionen Haushalte versorgen. Querverbindungen zwischen Offshore-Plattformen rechnen sich nur bedingt Der in Offshore-Windparks gewonnene Strom wird vor dem Transport an Land zunächst in sogenannten Offshore-Konverterplattformen gesammelt und dann gebündelt in Richtung Festland transportiert. Fällt ein solches Anbindungssystem aus, kommt es zu temporären Leistungsdefiziten im Stromnetz, die anderweitig aufgefangen werden müssen. Zudem kann der Ausfall auch mit erheblichen Mengen abgeregelten erneuerbaren Stroms einhergehen. Dies ist nicht nur ein Ärgernis für den Betreiber des Windparks, sondern auch für die Stromkunden, die über ihre Netzentgelte den Ausfall teilweise kompensieren müssen. Eine Möglichkeit die Auswirkungen eines solchen technischen Störfalls zu verringern, wäre die Errichtung einer Querverbindung zu einem benachbarten System, welches dann wenigstens noch einen Teil des sonst abgeregelten Stroms an Land bringen könnte. Auch hier ist jedoch eine sorgfältige Prüfung erforderlich, denn zum einen treten Ausfälle der Anbindungssysteme vergleichsweise selten auf und können dann zügig behoben werden. Zum anderen kosten die Kabel für die Querverbindung zu einem benachbarten System viel Geld, welches ebenfalls vom Stromkunden aufzubringen ist. Im Projekt wurde daher für konkrete Fälle in der deutschen Nordsee eine Kosten-Nutzen-Abwägung vorgenommen. „Neben der erforderlichen Verbindungslänge kommt es auch bei dieser Kosten-Nutzen-Abwägung auf die Perspektive an“, so Prognos-Projektleiter Paul Wendring. „Nach geltender Gesetzeslage muss der Übertragungsnetzbetreiber nicht alle Ausfälle vollständig entschädigen, sondern nur solche, die insgesamt länger als zehn Tage andauern. Die Wirtschaftlichkeit einer Querverbindung hängt also häufig an der Frage, ob alle Ausfallzeiten in die Nutzenberechnung einbezogen werden, oder nur solche, die unter die Entschädigungspflicht fallen“. Im Gesamtergebnis konnte festgestellt werden, dass viele Verbindungen nur einen geringen oder gar keinen Mehrwert bieten können. Zum Endbericht (Webseite BSH) Autorinnen & Autoren: Hanno Falkenberg, Marcus Koepp, Leonard Krampe, Paul Wendring (alle Prognos AG), Dr. Sören Patzack, Dr. Petr Svoboda, Dr. Jürgen Wilms, Alexandra Armeni, Rasmus Borrmann,Gerhard Gerdes, Dr. Dennis Kruse, Dr. Knud Rehfeldt, Anna-Kathrin Wallasch, Dr. Friedrich Koch Haben Sie Fragen? Ihr Kontakt bei Prognos Marcus Koepp Prinzipal Profil ansehen Unsere Arbeiten zu diesem Thema Internationaler Strompreisvergleich 2025 | Projekt Für die österreichische Stromwirtschaft hat Prognos die internationalen Industriestrompreise verglichen. Auf Basis der Analyse erstellten wir zudem Empfehlungen für staatliche Instrumente zur Senkung der Stromkosten. Mehr dazu BHKW-Jahreskongress 13. 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