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Studie Beschleunigungs- und Kostensenkungspotenziale bei HGÜ-Offshore-Netzanbindungsprojekten_Kurzfassung

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In dieser Studie wurden Beschleunigungs- und Kostensenkungspotenziale von HGÜ-Offshore-Netzanbindungen in der deutschen Nordsee untersucht. Im Rahmen der Studie wurden für die drei Hauptphasen: Genehmigung, Ausschreibung und Projektrealisierung, sowie für die potenzielle Weiterentwicklung der technischen Rahmenbedingungen, Maßnahmen erarbeitet.

Beschleunigungs- und Kostensenkungspotenziale bei HGÜ-Offshore-NetzanbindungsprojektenKurzfassung Noch höhere Beschleunigungs- und / oder Kostensenkungspotenziale versprechen innovative Anschlusskonzepte (TE3), wie ein Direktanschluss der Windenergieanlage an die Offshore-Konverter-Station oder eine dezentrale Gleichrichtung. Die Kostenreduktion liegt nach Herstellerangaben bei bis zu 30%. In beiden Varianten kann im Vergleich zum aktuellen Konzept auf Plattformen verzichtet und damit der bauliche Umfang deutlich reduziert werden. Der Aufbau der verbleibenden Plattformen wird sich ebenfalls deutlich verändern. Um dies zu realisieren muss neben einer Anpassung der Parameter des BFO auch die Schnittstelle zwischen ÜNB und Windpark-Betreiber im BFO neu definiert werden. Die Neudefinition ermöglicht dem ÜNB sowohl nach aktuellem als auch nach innovativen Konzepten zu planen und somit jeden Netzanschluss projektspezifisch optimiert auszulegen. Eine Flexibilisierung der im BFO vorgegebenen Technologien und Anschlusskonzepte sowie eine Aufhebung der starren Begrenzungen von Systemleistung und Betriebsspannungen sind wesentliche Voraussetzungen für die Nutzung technischer Weiterentwicklungen. Auch eine Überprüfung von anderen festgelegten Grundsätzen und Vorgaben wie dem 2 K-Kriterium und der Schnittstelle zum Windpark- Betreiber, kann Einsparpotenziale für die spezifischen Kosten und Projektlaufzeit eröffnen. Eine schrittweise Flexibilisierung im Rahmen des für den BFO vorgesehenen Fort- 66kV schreibungsverfahrens ist genauso denkbar wie eine einmalige umfängliche Anpassung. Die Anpassung des BFO sollte zeitnah und ergebnisoffen begonnen werden. Der Änderungsumfang bestimmt, welche technischen Weiterentwicklungen im Rahmen der Vorgaben eingesetzt werden können. Ein Vorgehen entsprechend TE3, das Raum für eine projektspezifische Optimierung lässt, verspricht die größten Kostensenkungs- und Beschleunigungspotenziale. Lässt der Konsultationsprozess zur Anpassung des BFO keine Umsetzung von TE3 zu, stehen TE1 und TE2 oder auch nur TE1 als Rückfallposition zur Verfügung. Da speziell neue Entwicklungen nicht nur in der Theorie und per Simulation zur Einsatzreife gebracht werden können, sondern auch die Erprobung unter realen Bedingungen erfordern, sollte ein Teil der gesamten für die Errichtung von Windparks geeigneten Fläche speziell zur Realisierung von Pilotprojekten (TE4) zur Praxiserprobung neuer Technologien und Konzepte ausgewiesen werden. Die Kriterien für die Festlegung der gesondert auszuweisenden Bereiche müssen dafür erarbeitet und konsultiert werden. Die Einführung der technologieoffenen Flächen sollte frühzeitig und unabhängig von dem Ergebnis der BFO-Anpassung geschehen. In Ländern wie Kanada oder Großbritannien wurde ein Forschungszentrum für HGÜ-Technologie (TE5) eingerichtet. Ein solches Zentrum könnte auch in Deutschland Wissen bündeln, Innovationen fördern, als unabhängiger Ansprechpartner fungieren und Synergien schaffen. 66kV Gleichrichtereinheit 230kV 66kV Änderungsmöglichkeit mit TE2 500kV 1200MW Direktanschluss der Windenergieanlagen (Variante mit TE3) 500kV 1200MW Dezentrale Gleichrichtung (Variante mit TE3) 17

Beschleunigungs- und Kostensenkungspotenziale bei HGÜ-Offshore-NetzanbindungsprojektenKurzfassung 8. Onshore-Netzausbau Gemäß dem Entwurf des Netzentwicklungsplans 2025 sind Netzausbau- und Netzverstärkungsmaßnahmen in der Umgebung der Offshore-Netzanschlusssysteme eine notwendige Voraussetzung zur Ableitung der offshore erzeugten Energie. Die teilweise enge Abfolge von Inbetriebnahmen wirft jedoch die Frage auf, ob sich aufgrund der geplanten Zeitreserven zwischen den Offshore- und Onshore-Projekten sowie durch Verzögerungen im Projektablauf Risiken für die Abführung der elektrischen Energie in das Übertragungssystem ergeben. Das Netzgebiet um die Schaltanlage Conneforde weist beispielsweise eine besonders hohe geografische und chronologische Dichte an Offshore- und Onshore-Projekten auf. Zwischen den Jahren 2017 und 2035 sollen insgesamt elf Offshore- und zwölf Onshore- Projekte in Betrieb genommen werden. So ist für die Netzanbindung BorWin3 mit dem geplanten Inbetriebnahmetermin 2019 das Leitungsverstärkungsprojekt von Emden / Ost nach Conneforde (Ausbau von 220 kV nach 380 kV) notwendig. Es ist ebenfalls für 2019 terminiert. Eine mögliche Verzögerung im Projektfortschritt bedeutet daher ein Verzögerungsrisiko für die Ableitung der erzeugten Energie. Ein weiteres Beispiel ergibt sich für das Netzanbindungssystem DolWin6. In diesem Zusammenhang ist die Verstärkung einer bestehenden 220-kV-Leitung auf 380 kV sowie die Neuerrichtung von zwei 380-kV-Schaltanlagen und von zwei 380-kV-Leitungen geplant. Die Inbetriebnahmen dieser Projekte sind für den Zeitraum 2019 bis 2022 terminiert. DolWin6 soll laut dem aktuellen Entwurf des O-NEP 2025 in 2023 in Betrieb genommen werden. Im Vergleich zum O-NEP 2024 verschiebt sich damit das geplante Inbetriebnahmedatum um 2 Jahre in die Zukunft. Dies wird derzeit intensiv diskutiert, da die Vergabe in 2016 - zur Fertigstellung in 2021 nach O-NEP 2024 - von den norddeutschen Küstenländern und der Offshore-Windbranche für nötig erachtet wird. Unabhängig vom konkreten Inbetriebnahmedatum wirft in diesem Fall jedoch bereits die Anzahl der Onshore-Projekte mit potenziell möglichen Verzögerungen die Frage auf, ob diese abgefedert werden können. Zur Überwindung der Herausforderung ergeben sich zwei Konsequenzen: Strikte Umsetzung des geplanten Onshore-Netzausbaus Bereithalten von präventiven Lösungen, um Verzögerungen im Onshore- Netzausbau kurzfristig zu überbrücken Derzeit gibt es dazu verschiedene, den Netzausbau ergänzende Vorschläge. Sie zielen darauf ab, wenn nötig, übergangsweise (d.h. bis zur Fertigstellung von Onshore- Ausbaumaßnahmen) Engpässe im Übertragungssystem zu verringern. Die Vorschläge sind: Gewährleistung der Subsidiarität in den Eingriff von Anlagen, die nach EEG und / oder KWKG gefördert werden (entsprechend §13 EnWG) Verstärkte Nutzung von Hybridleitungen im Übertragungsnetz Beseilung bestehender Trassen mit Hochtemperatur- und Hochstromseilen Nutzung von Pumpspeicherkraftwerken als Regelkraftwerke Bundesweites Last-Management zur Vermeidung von Netzengpässen Bundesweite Anreizregelung für gesicherte Leistung aus erneuerbaren Energien Sicherheitsbeurteilung durch dynamische Echtzeitverfahren 18

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