Die Anbindungen der Windparks auf See werden im Netzentwicklungsplan (NEP) und im Flächenentwicklungsplan (FEP) dargestellt. Den NEP erarbeiten die Übertragungsnetzbetreiber in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur (BNetzA). Der FEP wird durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) erstellt. Beide Dokumente bilden mit den raumordnerischen Planungen der Küstenländer ein zusammenhängendes und aufeinander abgestimmtes Planwerk. Erfahren Sie, wie die Offshore-Windenergie ins Stromübertragungsnetz kommt und informieren Sie sich zu Besonderheiten und Herausforderungen der Netzentwicklung auf See.
Basisinformationen 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 gegebenenfalls über einen Bündelungspunkt 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.
Planungsprozess: FEP und NEP
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.
Offshore im NEP 2035 (2021)
Zahlen, Daten, Fakten
Grundlage des NEP ist der Szenariorahmen, der durch die BNetzA genehmigt wird. Der am 26.06.2020 genehmigte Szenariorahmen sieht im Szenario A 2035 einen Ausbau der Windenergie auf See in Höhe von 28 GW vor. Im Szenario B 2035 wird von 30 GW und im Szenario C 2035 von 32 GW ausgegangen. Durch den Anschluss eines 2 GW Offshore-Windparks in 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. Das entspricht dem definierten Ausbaupfad für Offshore Wind im Jahr 2040, der im Windenergie-auf-See-Gesetz beschlossen wurde. Mittlerweile wurden die Zielvorgaben noch einmal erhöht, sodass nunmehr bereits bis 2030 eine Leistung von 30 GW an das deutsche Übertragungsnetz angebunden werden soll. Diese zusätzliche Ambition spiegelt sich im vorliegenden NEP-Entwurf noch nicht wider.
Ausbauvolumen Offshore-Netzanbindungen
Auf Grundlage des genehmigten Szenariorahmens und den im FEP 2020 ausgewiesenen Flächen, wurden die Investitionskosten und Längen des Zubau-Offshorenetzes im NEP 2035 (2021) ermittelt. Diese bauen auf das Start-Offshorenetz mit einem Umfang von etwa 750 km auf.
Für das Zubau-Offshorenetz ergibt sich im Szenario A 2035 eine Länge von etwa 3.210 km bei einer Übertragungsleistung von rund 17,4 GW. Im Szenario B 2035 geht man von etwa 3.510 km Leitungen bei einer Übertragungsleistung von rund 19,4 GW aus. Bei Szenario C 2035 werden etwa 3.860 km bei einer Übertragungsleistung von rund 21,4 GW angenommen. Für den Ausblick im Szenario B 2040 geht man von etwa 5.850 km Länge bei einer Übertragungsleistung von rund 29,4 GW aus.
Die entsprechenden Netzverknüpfungspunkte an Land wurden ermittelt. Im Szenario C 2035 werden neben den 32 GW installierter Erzeugungsleistung an Offshore-Windenergie aus der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) zusätzlich 2 GW aus der dänischen AWZ in das deutsche Netz eingebunden. Dieses Offshore-Netzanbindungssystem ist nicht Bestandteil des Zubau-Offshorenetzes und wird daher auch nicht in der Längen- und Kostenkalkulation des Selbigen berücksichtigt.
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 diese Ausbaumaßnahmen (rund 5 Mrd. Euro) sind hierin jeweils berücksichtigt.
Zum Nachlesen
Das Vorgehen zur Ermittlung der Trassenlänge finden Sie im Hintergrundmaterial zum NEP 2030 (2019).