Der Energiewende-Monitoringbericht zeichnet die Diskussion um die Optimierung des Offshore-Ausbaus auch mit Blick auf den Netzausbau nach. „Die geplanten Offshore-Netzanbindungssysteme weisen teils niedrige Vollbenutzungsstunden auf“, heißt es. Zur Erhöhung der Auslastung der Offshore-Netzanbindungssysteme seien einige Optimierungs-Optionen in Diskussion. „Bei einer möglichen Reduzierung der Offshore-Netzanbindungssysteme resultieren entsprechend reduzierte Investitionskosten für den Ausbau des Übertragungsnetzes.
Unter Offshore-Optimierung könnten verschiedene Aspekte im Sinne des Flächenentwicklungsplans FEP subsumiert werden, heißt es im Gutachten weiter. Hierzu zählten die Optimierung der Flächen hinsichtlich Ertrag und Abschattungseffekten, ein Anbindungsverhältnis von Offshore-Netzanbindungssystemen (ONAS) zu OWP kleiner eins sowie die Erhöhung der ONAS Standardleistung über 2 GW hinaus.
Abschattung: Reduzierte Leistung bedeutet nicht zwangsläufig geringeren Energieertrag
Berechnungen zeigten, dass sich bei einer um 2,2 Prozent reduzierten installierten Leistung der WEA in der deutschen AWZ der Energieertrag lediglich um 0,2 Prozent reduziere. Darüber hinaus würden auch auf anderen Flächen, an denen keine Veränderungen vorgenommen werden, Mehrerträge von bis zu 4,4 Prozent erzielt. Diese seien vor allem auf reduzierte Abschattungseffekte zurückzuführen.
Die Potenziale zu einem Anbindungsverhältnis von ONAS im Vergleich zur WEA-Kapazität kleiner 1 ergeben sich den Analysen zufolge aus der gleichen Rationalität wie beim Onshore-Ausbau. „Durch eine reduzierte Auslegung der ONAS im Vergleich zur WEA-Kapazität kommt es in einem begrenzten Maß zu Spitzenkappung, die ONAS können allerdings besser ausgenutzt werden“, heißt es. Szenarioberechnungen zeigten, dass die jährlichen Energieerträge, die an Land abgeführt werden können, um etwa 6 TWh sinken würden, was einer Reduktion von 2,8 Prozent bezogen auf den Gesamtertrag entspreche. Gleichzeitig erhöhten sich jedoch die durchschnittlichen Volllaststunden aller ONAS um rund 100 h.
Kein abschließendes Bild mit Blick auf Erhöhung von ONAS-Standardleistung
Die Erhöhung der Standardleistung der ONAS auf 2,2 GW hat der FEP in seinem informatorischen Ausblick für Systeme, die westlich der Schifffahrtsroute SN10 gebaut werden, unterstellt. Über die Möglichkeiten, in den 2 GW Systemen mit moderaten zusätzlichen Kosten eine Leistungssteigerung in Höhe von 5-10 Prozent zu erreichen, gebe es zum aktuellen Zeitpunkt – u. a. aufgrund fehlender Betriebserfahrungen – kein abschließendes Bild. Eine besondere Sorge der ÜNB bestehe bei der höheren Belastung der Kabel. Die Kabel hätten durch eine Mehrbebauung bereits höhere Volllaststunden zu bewältigen und wären durch eine Erhöhung der Standardleistung nochmals größeren thermischen Belastungen ausgesetzt. Aus Gesprächen mit den ÜNB, der BNetzA und dem BSH zeichne sich ab, dass keine 10 Prozent Erhöhung der Standardleistung, sondern eher 5 Prozent als umsetzbare Option angesehen werden.
Das Gutachten von EWI und BET betont, dass in verschiedenen untersuchten Studien eine gegenüber dem NEP 2037/2045 (Version 2023) reduzierte Leistung der Offshore-WEA angesetzt. „Ein reduzierter Offshore-Ausbau wirkt sich direkt auf die erforderlichen ONAS und somit auf den Netzausbaubedarf im Übertragungsnetz aus.“ In Verbindung mit einer stärker küstennah ausgeprägten Anbindung der ONAS könnten erhebliche Effizienzen gehoben werden. „Die Vorteilhaftigkeit ergibt sich insbesondere aus der Berücksichtigung regionaler Preiszonen, die eine Allokation der Elektrolyseure direkt in Küstennähe anreizt.“ Inwieweit eine solche Konzentration der Offshore-Windenergieerzeugung für einen sicheren Betrieb des Netzes möglich sei, könne auf Basis der Studie allerdings nicht beurteilt werden, da keine knotenscharfe Netzmodellierung erfolgt ist.
In Reiches Zehn-Punkte-Papier heißt es, dass für die weitere Projektion der Kapazitäten am Strommarkt Anpassungen „bei Offshore-Kapazität, bei Offshore-Netzanbindungen und Hochspannungs-Gleichstrom-Trassen (HGÜ), die auch auf dem weiteren Weg bis 2045 an den realistischen Bedarf angepasst werden sollten.“
BWO: „Steigerung der Volllaststunden ist ein entscheidender Faktor“
Die Branche selbst sieht sich in ihrer Einschätzung bestätigt, dass das Ausbauziel von 30 GW Offshore-Windenergie bis 2030 nicht zu halten ist und erst 2032 erreicht wird. „Grund sind vor allem Verzögerungen bei der Netzanbindung“, heißt es beim Bundesverband Windenergie Offshore (BWO). „Jetzt gilt es, Ertragsziele der Offshore-Windparks vor reine Leistungsziele zu stellen. Nur wenn Windparks auf See effizient und ertragreich betrieben werden können, leisten sie einen stabilen Beitrag zur Versorgungssicherheit und ermöglichen weitere Investitionen“, betont BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm.
Der Monitoringbericht mache deutlich, dass sich die Effizienz von Offshore-Windparks erhöhen lässt, wenn Flächen optimal geplant und Abschattungseffekte reduziert werden. „Die Steigerung der Volllaststunden ist ein entscheidender Faktor, um Offshore-Wind zuverlässig ins System einzubringen – insbesondere in Zeiten, in denen an Land Windflaute herrscht und Solarenergie in den Wintermonaten schwächer ausfällt“, heißt es beim BWO. Internationale Kooperationen, wie sie bereits im Koalitionsvertrag mit Dänemark und den Niederlanden angekündigt sind, könnten dazu beitragen, vorhandene Potenziale noch besser auszuschöpfen.