Offshore-Netzentwicklung

Offshore-
Netzentwicklung

Die zuvor im Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) getroffenen Festlegungen werden nach Vorgabe des Gesetzgebers teilweise durch die im Netzentwicklungsplan (NEP) und teilweise durch die im Flächenentwicklungsplan (FEP) getroffenen Festlegungen abgelöst.

Der FEP wird durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) erstellt. Die Übertragungsnetzbetreiber erarbeiten den NEP. Damit bilden beide Dokumente zusammen mit den raumordnerischen Planungen der Küstenländer ein zusammenhängendes und aufeinander abgestimmtes Planwerk.

Auf dieser Seite finden Sie kompakte Informationen zu folgenden Themenfeldern:

  • Basisinformationen zur Offshore-Netzentwicklung: Wie kommt die Offshore-Windenergie ins Stromübertragungsnetz?
  • Besonderheiten und Herausforderungen Offshore-Netzentwicklung: Das Zusammenspiel von Flächenentwicklungsplan FEP und NEP
  • Offshore-Netzentwicklung im NEP 2035 (2021): Zahlen, Daten, Fakten

Wie kommt die Offshore-Windenergie ins Übertragungsnetz?

Auf See (offshore) weht der Wind besonders beständig und stark. Zudem sind Offshore-Windanlagen aufgrund deutlich höherer Volllaststunden doppelt so ertragreich wie vergleichbare Anlagen an Land. Nicht zuletzt deshalb wächst der Anteil von Offshore-Strom im deutschen Energiemix kontinuierlich.

Die Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber ist dabei die Einspeisung der auf See (offshore) erzeugten Windenergie in das landseitige Stromübertragungsnetz (onshore). In der Nordsee kommt dabei die Gleichstromtechnologie (DC) auf Hochspannungsebene zum Einsatz. Bedingt durch wechselnde Rahmenbedingungen wie zum Beispiel umweltfachliche Restriktionen oder vorhandene Trassenräume stellen in der Ostsee sowohl die AC-Technologie mit Wechselstrom als auch die DC-Technologie ein technisch und wirtschaftlich effizientes Übertragungskonzept dar.

AC-Netzanbindungssysteme

AC-Netzanbindungssysteme werden zwischen der Umspannplattform des Offshore-Windparks und dem Umspannwerk des ÜNB an Land installiert. Der vom Offshore-Windpark erzeugte Strom wird auf den Umspannplattformen gesammelt und hochtransformiert. Von dort wird die erzeugte Offshore-Windenergie seitens des Übertragungsnetzbetreibers „abgeholt“ und – ggf. über einen Bündelungspunkt – direkt zum Umspannwerk an Land transportiert. Dort wiederum wird die Offshore-Windenergie in das Übertragungsnetz eingespeist. Bei dieser Übertragungstechnologie erfolgt somit keine Umrichtung des Stroms auf See von AC auf DC bzw. an Land von DC auf AC, sodass sie ohne Konverterplattformen bzw. Konverterstationen auskommt.

Eine Großzahl der Projekte in der Ostsee wird als AC-Netzanschlusssystem ausgeführt, da die Entfernungen zwischen den Erzeugungsgebieten der Offshore-Windenergie und den Netzverknüpfungspunkten an Land kürzer sind als in der Nordsee. Die technisch und wirtschaftlich effizienteste Standard-Übertragungsleistung eines solchen AC-Netzanbindungssystems liegt, nach heutigem Stand der Technik, bei Einsatz einer Spannung von 220 kV bei 250 MW.

DC-Netzanbindungssysteme

Der Anschluss von Offshore-Windparks an das Onshorenetz erfolgt bei den bestehenden DC-Netzanbindungssystemen bisher über das 155-kV-Anbindungskonzept. Die Windparks werden zu so genannten Offshore-Windpark-Gebieten gebündelt. Jeder Windpark in diesem Gebiet verfügt über eine eigene Umspannplattform, die wiederum mit einer zentralen Koverterplattform 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 zu einer weiteren, landseitigen Konverterstation. 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.

Planungsprozess: FEP und NEP

Der Planungsprozess zukünftiger Offshore-Anbindungssysteme wird im Flächenentwicklungsplan (FEP) und im Netzentwicklungsplan (NEP) abgebildet. FEP und NEP stehen dabei in einer Art Schnittstellenverhältnis. Vereinfacht gesagt werden im FEP vor allem Details der Erzeugung (offshore) geregelt, während beim NEP die technischen Aspekte des Stromtransports und der Einspeisung ins Übertragungsnetz (onshore) im Fokus stehen.

Mehr Informationen zum Verhältnis von FEP und NEP finden Sie unter der Rubrik FEP & NEP.

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

Die bisher im Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) getroffenen Festlegungen werden nach Vorgabe des Gesetzgebers teilweise durch die im Flächenentwicklungsplan (FEP) und teilweise durch die im Netzentwicklungsplan (NEP) getroffenen Festlegungen abgelöst. Damit bilden NEP und FEP zusammen ein kohärentes und miteiander verzahntes Plansystem.

Gegenstand des FEP ist dabei die räumliche und zeitliche Planung der Gebiete für Offshore-Windenergie und Stromleitungen in der Nord- und Ostsee. Dabei werden u. a. Flächen definiert sowie die darin voraussichtlich zu installierende Leistung. Auch die Standorte von Konverterplattformen, Sammelplattformen und Umspannanlagen werden im FEP ausgewiesen. Zusätzlich wird bestimmt, in welchem Kalenderjahr die geplanten Windenergieanlagen auf See und die entsprechenden Offshore-Netzanbindungssysteme in Betrieb gehen werden.

Der NEP leistet vor allem die grundsätzliche Darstellung von Lösungen für die Erschließung von Nord- und Ostsee zur Abführung der Windenergie unter den aktuellen technischen wie rechtlichen Randbedingungen. Konkret werden bspw. Netzverknüpfungspunkte (NVP) für die Offshore-Netzanbindungen identifiziert. Zudem werden im NEP anderweitige Planungsmöglichkeiten (bspw. Technologiekonzepte, Ausbauszenarien oder alternative Netzverknüpfungspunkte) für den Ausbau der Offshore-Anbindungsleitungen erörtert.

Zum ersten Entwurf überschneidet sich der FEP zeitlich mit dem NEP 2030 (2019). Ersterer wird Ende Juni 2019 und damit erst nach Vorlage sowohl des ersten als auch des zweiten Entwurfes des NEP 2030 (2019) vorliegen. Daher fließt in den vorliegenden ersten Entwurf des NEP lediglich der aktuelle Verfahrensstand des FEP ein. Deshalb können die Übertragungsnetzbetreiber den vorliegenden ersten Entwurf des NEP nur in Bezug auf den aktuellen Verfahrensstand des FEP erstellen.

 

Zahlen, Daten, Fakten

Der NEP wird auf der Grundlage des von der BNetzA genehmigten Szenariorahmens erstellt. Der am 26.06.2020 von der BNetzA genehmigte Szenariorahmen sieht für diesen NEP im Szenario A 2035 einen Ausbau der Windenergie auf See in Höhe von 28 GW, im Szenario B 2035 in Höhe von 30 GW und in C 2035 in Höhe von 32 GW vor. Unter Berücksichtigung des Anschlusses von 2 GW Offshore-Windparks aus einer ausländischen ausschließlichen Wirtschaftszone in Deutschland ergibt sich für das Szenario C 2035 ein Ausbau in Höhe von 34 GW. Darüber hinaus wird im Szenario B 2040 von einem Ausbau in Höhe von 40 GW ausgegangen. Dies entspricht dem im Windenergie-auf-See-Gesetzes für das Jahr 2040 definierten Ausbaupfad für Offshore Wind in Höhe von 40 GW.

Ausbauvolumen Offshore-Netzanbindungen

Auf Grundlage des von der BNetzA genehmigten Szenariorahmens, den im FEP 2020 ausgewiesenen Flächen und aufbauend auf dem Start-Offshorenetz mit einem Umfang von etwa 750 km, wurden die Investitionskosten und Längen des Zubau-Offshorenetzes des NEP 2035 (2021) ermittelt.

Für das Zubau-Offshorenetz ergibt sich eine Länge von etwa 3.210 km im Szenario A 2035 bei einer Übertragungsleistung von rund 17,4 GW, von etwa 3.510 km im Szenario B 2035 bei einer Übertragungsleistung von rund 19,4 GW, von etwa 3.860 km im Szenario C 2035 bei einer Übertragungsleistung von rund 21,4 GW und von etwa 5.850 km für den Ausblick im Szenario B 2040 bei einer Übertragungsleistung von rund 29,4 GW.

Die entsprechenden Netzverknüpfungspunkte an Land wurden ermittelt. Im Szenario C 2035 werden neben den 32 GW installierter Erzeugungsleistung an Offshore-Windenergie aus der deutschen AWZ zusätzlich 2 GW aus der dänischen AWZ in das deutsche Netz eingebunden. Das dafür erforderliche Offshore-Netzanbindungssystem ist nicht Bestandteil des Zubau-Offshorenetzes und wird daher auch nicht in der Längen- und Kostenkalkulation des Zubau-Offshorenetzes berücksichtigt.

* Das Vorgehen zur Ermittlung der Trassenlänge wird hier erläutert.

Investitionsvolumen Offshore-Netzanbindungen

Die Investitionskosten für die Offshore-Netzanbindungssysteme im Zubau-Offshorenetz werden auf Basis von spezifischen Kostensätzen ermittelt und haben einen vorläufigen Charakter. Die Investitionen in die Ausbaumaßnahmen des Start-Offshorenetzes (rund 5 Mrd. €) sind hierin jeweils berücksichtigt.

Für das Szenario A 2035 beträgt das geschätzteInvestitionsvolumen für das deutsche Offshorenetz bei einem Ausbaupfad von 28 GW rund 33 Mrd. €.

Das Szenario B 2035 erfordert aufgrund des Ausbau pfades von 30 GW Investitionen von etwa 35,5 Mrd. €.

Das Szenario C 2035 erfordert aufgrund des ambitionierten nationalen Ausbaupfades von 32 GW Investitionen von etwa 38,5 Mrd. €.

Die installierten Leistungen und somit die Kosten in den Szenarien für 2035 gehen über den im FEP abgebildeten Ausbaupfad für Offshore-Windenergie hinaus, stellen gleichzeitig aber einen möglichen Weg zur Erreichung des gesetzlichen Ausbaupfads von 40 GW in 2040 dar, die im Szenario B 2040 abgebildet werden. In diesem Szenario beträgt das geschätzte Investitionsvolumen rund 55 Mrd. €.

 

Zum Nachlesen

Das Vorgehen zur Ermittlung der Trassenlänge finden Sie im Hintergrundmaterial zum NEP 2030 (2019).