Offshore-Netzentwicklung

Wie kommt die Offshore-Windenergie ins Übertragungsnetz?

Auf See weht der Wind beständig und stark. Deshalb sind Off­shore-Wind­anlagen auf­grund deut­lich höherer Voll­last­stunden fast dop­pelt so ertrag­reich wie ver­gleich­bare Anlagen an Land. Die Über­tragungs­netz­betreiber müssen die auf See (offshore) erzeugte Wind­energie in das Strom­über­tragungs­netz auf dem Fest­land (onshore) einspeisen. In der Nord­see kommt dabei über­wiegend die Gleich­strom­techno­logie (DC) zum Einsatz. Aufgrund unter­schied­licher Rahmen­bedingungen, vorhan­dener Trassen­räume und geringerer Ent­fernungen zum Land wird in der Ostsee bisher nur die AC-Techno­logie genutzt, in Zukunft aber auch DC-Technologie.

AC-Netzanbindungssysteme

Netzanbindungen mit Wechselstrom werden zwischen der Umspann­platt­form des Offshore-Wind­parks und dem Umspann­werk des ÜNB an Land installiert. Der vom Off­shore-Wind­park erzeugte Strom wird zuerst auf der Umspann­platt­form gesam­melt und hoch­trans­formiert. Von dort wird die erzeugte Off­shore-Wind­energie vom Über­tragungs­netz­betreiber „abgeholt“ und zum Umspann­werk an Land trans­portiert. Dort wiederum wird die Off­shore-Wind­energie in das Über­tragungs­netz eingespeist. Bei dieser Über­tragungs­techno­logie erfolgt somit keine Umwand­lung des Stroms von AC auf DC oder umgekehrt. Konverter­plattformen oder Konverter­stationen werden somit nicht benötigt. Alle Wind­parks in der Ostsee sind direkt an das Wechsel­strom­netz ange­schlossen, da die Entfernungen zwischen Wind­parks und Ver­knüpfungs­punkten an Land kürzer sind als in der Nordsee.

DC-Netzanbindungssysteme

Der Anschluss von Offshore-Windparks erfolgt bei den bestehenden DC-Netz­anbin­dungs­sys­temen bisher über das 155-kV-Anbin­dungskonzept. Die Wind­parks werden zu soge­nannten Off­shore-Windpark-Gebieten gebündelt. Jeder Wind­park in diesem Gebiet ver­fügt über eine eigene Umspann­plattform, die wiederum mit einer zentralen Kon­verter­platt­form des zustän­digen ÜNB verbunden ist. Die Kon­verter­platt­form befin­det sich eben­falls auf See und wan­delt den Wech­sel­strom in Gleichstrom um. Von dort aus führt ein Gleich­strom­kabel zum Fest­land, wo eine weitere Konverter­station instal­liert ist. Dort wird der Gleich­strom dann zurück in Wechsel­strom umge­wandelt und in das land­seitige Über­tragungs­netz eingespeist. Für zukünf­tige Netz­anbindungs­systeme ist ein Direkt­anbindungs­konzept in Planung, bei dem die Kabel­stränge des Offshore-Wind­parks direkt mit der Offshore-Konverter­plattform des ÜNB verbunden werden. Die Vorteile: technische und räum­liche Kom­plexi­tät wird reduziert. Zudem ent­stehen volks­wirt­schaft­liche Kostenvorteile. Bei größeren räum­lichen Abstän­den der Wind­parks zur Kon­verter­platt­form ist weiter­hin das 155-kV-Anbindungskonzept vorgesehen.

Das Zusammenspiel von Flächenentwicklungsplan (FEP) und Netzentwicklungsplan Strom (NEP)

Die früher im Offshore-Netzentwicklungs­plan (O-NEP) getroffenen Fest­legungen wer­den heute im Netz­ent­wick­lungsplan (NEP) und im Flächen­entwick­lungsplan (FEP) dargestellt. Damit bilden der NEP und FEP ein zusammen­hängendes und mitein­ander verzahn­tes Plansystem.

Gegenstand des FEP ist die räum­liche und zeit­liche Planung der Wind­energie-Gebiete und Strom­leitungen in der Nord- und Ostsee. Dabei werden unter anderem Flächen und die darin zu instal­lieren­de Leistung festgelegt. Zusätz­lich wird bestimmt, in welchem Kalender­jahr die geplanten Wind­energie­anlagen auf See und die ent­sprechen­den Offshore-Netz­anbindungs­systeme in Betrieb gehen sollen.

Der NEP zeigt vor allem Lösungen für den Trans­port der Wind­energie durch die Nord- und Ostsee zum Fest­land auf. Konkret werden bei­spiels­weise Netz­verknüpfungs­punkte (NVP) für die Offshore-Netz­anbindungen identi­fiziert. Im NEP werden auch weitere Planungs­möglich­keiten wie Techno­logie­konzepte, Aus­bau­szenarien oder alter­native Netz­verknüpfungs­punkte für die Offshore-Anbindung erörtert.

Grundlage

Für die im NEP 2037 / 2045 (2023) abgebildete Offshore-Netzentwicklung haben die ÜNB den Flächenentwicklungsplan (FEP) 2023 berücksichtigt, dessen Fortschreibungsprozess am 20.01.2023 beendet wurde. Allerdings fehlen im FEP 2023 räumliche und zeitliche Festlegungen zur Erreichung der gesetzlichen Ausbauziele für Offshore-Windenergie für die Jahre 2035 und 2045.

Vor dem Hintergrund, dass Offshore-Netzanbindungssystem (ONAS) eine lange Realisierungsdauer haben, ist zum jetzigen Zeitpunkt der Planungshorizont des FEP 2023 nicht ausreichend, um eine langfristige Planungssicherheit für ­die Umsetzung von ONAS basierend auf dem NEP zu erreichen. In Abstimmung mit der BNetzA orientiert sich daher der vorliegende zweite Entwurf des NEP 2037/2045 (2023) weitestgehend am Entwurf des FEP vom 01.07.2022. Dies gilt insbesondere bei der räumlichen Zuordnung von Flachen, Grenzkorridoren und den geplanten Fertigstellungsterminen für ONAS nach 2031/2032.

​​​​Im FEP 2023 wurden räumliche und zeitliche Festlegungen für den Anschluss von ca. 36,5 GW installierte Erzeugungsleistung für Offshore-Wind in Nord- und Ostsee getätigt. Davon sind 34,5 GW Erzeugungsleistung bis inklusive dem Jahr 2031 vorgesehen. Vor diesem Hintergrund haben die ÜNB den Bedarf von weiteren ONAS im NEP zur Erreichung von mindestens 40 GW bis 2035 und mindestens 70 GW bis 2045 gemäß § 1 Abs. 2 des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) untersucht. Diese Vorgaben des WindSeeG dienen der Erreichung der Ziele des Bundes-Klimaschutzgesetzes.

Der genehmigte Szenariorahmen der BNetzA vom 08.07.2022 nimmt für die Ostsee und Nordsee gemeinsam eine installierte Erzeugungsleistung für Offshore-Wind von 58,5 GW an. Ausgehend von einer installierten Erzeugungsleistung von etwa 30,5 GW im Jahr 2030 gemäß FEP erfolgt ab dem Jahr 2031 eine Inbetriebnahme von zwei Offshore-Netzanbindungssystemen mit jeweils 2 GW jährlich. In Szenario A 2037 wird eine installierte Erzeugungsleistung für Offshore-Wind von 50,5 GW angenommen. Dies stellt gegenüber den Szenarien B 2037 und C 2037 auf einen moderat langsameren Ausbau der Offshore-Windenergie nach 2030 ab. Im Jahr 2045 wird für alle Szenarien eine installierte Erzeugungsleistung für Offshore-Wind von exakt 70 GW angenommen.

Installierte Leistung Offshore-Wind gemäß genehmigtem Szenariorahmen

* Installierte Erzeugungsleistung des Testfeldes ist nicht inkludiert gemäß genehmigten Szenariorahmen vom 08.07.2022

Quelle: Bundesnetzagentur – Genehmigung des Szenariorahmens 2023 – 2037/2045

Ausbau- und Investitionsvolumen Offshore-Netzanbindungen

Die ONAS beim Offshore-Ist-Netz und -Startnetz werden bei der Erstellung des NEP als gegeben gesehen und deren Erforderlichkeit wird nicht erneut untersucht. In Nord- und Ostsee umfasst das Offshore-Ist-Netz eine Übertragungsleistung von 7.528 MW und das Offshore-Startnetz 6.890 MW. Die jeweiligen Trassenlängen belaufen sich beim Offshore-Ist-Netz auf 2.038 km und beim Offshore-Startnetz auf 1.580 km.

Für das Offshore-Zubaunetz in Nord- und Ostsee ergibt sich eine Länge von etwa 6.600 km im Szenario A 2037 bei einer Übertragungsleistung von rund 36 GW, von etwa 9.300 km in den Szenarien B 2037 und C 2037 bei einer Übertragungsleistung von rund 44 GW.  Für die Langfristszenarien A 2045, B 2045 und C 2045 ergeben sich bei einer Übertragungsleistung von rund 60 GW Netzanbindungssysteme mit einer Länge von etwa 13.300 km (exkl. Startnetz). Auch nach 2037 werden noch acht weitere Systeme mit einer Übertragungskapazität von 16 GW angebunden.

Erstmalig wird im NEP 2037/2045 (2023) die nationale Offshore-Vernetzung untersucht, deren Nutzen aufgezeigt und ein Projekt mit zwei Maßnahmen ausgewiesen. Insgesamt zeigt sich die nationale Offshore-Vernetzung als netzdienliche und kosteneffiziente Ausbaumaßnahme zur Minimierung von weiträumigen Netzengpässen.

Die Investitionen für die Offshore-Netzanbindungssysteme im Offshore-Zubaunetz werden auf Basis von spezifischen Kostensätzen ermittelt und haben einen vorläufigen Charakter.

Für das Szenario A 2037 beträgt das geschätzte Investitionsvolumen für das Offshore-Zubaunetz rund 77 Mrd. EUR. Die Szenarien B 2037 und C 2037 erfordern Investitionen von etwa 103,5 Mrd. EUR (inkl. Vernetzung). Für die Langfrist-Szenarien A 2045, B 2045 und C 2045 beträgt das geschätzte Investitionsvolumen rund 145,1 Mrd. EUR (inkl. Vernetzung).

Das Investitionsvolumen für die bereits in der Realisierung befindlichen Offshore-Netzausbaumaßnahmen des Offshore-Startnetzes beträgt darüber hinaus für alle Szenarien rund 12,4 Mrd. EUR.

Ausgehend von den im NEP 2035 (2021) von der BNetzA bestätigten ONAS wurde in diesem NEP 2037/2045 (2023) der weitere Bedarf von 20 neuen ONAS mit einer Trassenlänge von ca. 8.455 km und einem Investitionsvolumen in Höhe von 86,7 Mrd. EUR identifiziert.

Überblick über die Trassenlängen des Offshore-Zubaunetzes

* Das Vorgehen zur Ermittlung der Trassenlänge wird erläutert unter: www.netzentwicklungsplan.de/Zwr

Quelle: ÜNB