Studie: Deutscher Offshore-Netzanschluss zu teuer

Katharina Garus

Teurer, ineffizienter und noch nicht einmal versorgungsicherer als andernorts sei die Netzanbindung von Offshorewindparks in Deutschland. Zu diesem Ergebnis kommt die Studie „Marktdesign für eine effiziente Netzanbindung von Offshorewindenergie“, die DIW Econ im Auftrag von Ørsted durchgeführt hat. Motivation, solch eine Studie in Auftrag zu geben, war für Ørsted, dass die Offshorenetzanbindung ein blinder Fleck in der Kostendiskussion sei. „Eine Differenzierung zwischen den Kosten des Offshorewindparks und den Kosten der Netzanbindung findet so gut wie nicht statt“, sagt Volker Malmen, deutscher Geschäftsführer bei Ørsted.

Marktdesign des deutschen Offshore-Netzanschlusssystems

Für die Studie hat DIW Econ das Marktdesign des deutschen Offshore-Netzanschlusssystems mit dem britischen verglichen und die Vor- und Nachteile der unterschiedlichen Regulierungsansätze analysiert. Dabei schnitt die deutsche Netzanbindung extrem schlecht ab. Die ineffiziente Regulierung hierzulande führe – so die Studie – zwischen den Jahren 2013 und 2030 zu Mehrkosten von rund 8,2 Milliarden Euro.

In Großbritannien kostet der Netzanschluss einer Megawattstunde Offshorewindstrom laut der Studie im Schnitt 16 Euro. In Deutschland schlägt mit 35 Euro mehr als das Doppelte zu Buche. Ein Teil der Preisdifferenz sei zurückzuführen auf unterschiedliche Anschlusslängen, Technologien, Umweltauflagen und Finanzierungskonditionen. Doch selbst wenn all diese Aspekte berücksichtigt würden, verbleibe ein durchschnittlicher Kostenunterschied von zehn Euro pro Megawattstunde zwischen Deutschland und Großbritannien.

Liegt es am fehlenden Wettbewerb?

Und für diese zehn Euro macht die Studie zwei Gründe aus: den fehlenden Wettbewerb und den erhöhten Koordinationsaufwand. Der fehlende Wettbewerb rührt daher, dass hierzulande die Übertragungsnetzbetreiber für den Netzanschluss verantwortlich sind, die dabei nicht im Wettbewerb stehen. Ganz anders in Großbritannien, wo nicht nur die Windparks, sondern auch die dazugehörigen Netzanschlüsse in Ausschreibungen vergeben werden. Die Folge des deutschen Systems seien geringe Anreize zur Kostenreduzierung wegen fehlendem Kostendruck. Am Ende gäben die Übertragungsnetzbetreiber die entstandenen Kosten ja einfach an die Endkunden weiter.

Mathias Fischer, Pressesprecher beim Übertragungsnetzbetreiber Tennet, sieht das anders. Er hält dagegen, dass man „durch ständige Verbesserungen des Ausschreibungsdesigns und die Sicherstellung eines harten Wettbewerbs auf Lieferantenseite“ in den vergangenen Jahren eine signifikante Kostendegression erreicht habe. Elf Offshore-Netzanschlusssysteme mit zusammen 6232 Megawatt Kapazität zur Übertragung von Offshorewindstrom hat Tennet inzwischen realisiert, davon acht Gleichstrom- und drei Drehstromanschlüsse.

Fischer ergänzt: „Das enge Bieterumfeld aufseiten der Netzanbindungskomponenten mit lediglich vier bis fünf Großanbietern lässt keine Schlussfolgerung zu, dass ein anderer Marktakteur, konkret ein Windpark- statt eines Netzbetreibers, bessere Preise für die gleiche Infrastruktur erhalten könnte.“ Zudem hätten in der freien Wirtschaft agierende Betreiber wie Ørsted deutlich höhere Renditeerwartungen als staatlich regulierte Netzbetreiber, was sich negativ auf die Gesamtkosten auswirken

würde.

Britisches Modell

Was Fischer außerdem kritisch sieht: Im britischen Modell wird der Netzanschluss zwar durch den Windparkbetreiber gebaut, für den Betrieb aber an einen Netzbetreiber verkauft. Damit besteht für den Windparkbetreiber in der Tat ein hoher Anreiz zur Optimierung der Anschlüsse bei den Investitionskosten (CAPEX). Unter Umständen kann das aber durch geringe Standardisierung, zusätzliche Ersatzteilvorhaltung oder fehlende Erfahrung in der Designphase zulasten der späteren Betriebskosten (OPEX) über die gesamte Lebenszeit gehen. „Im heutigen deutschen Modell, in dem der Netzbetreiber sowohl für Bau als auch Betrieb verantwortlich ist, erfolgt eine Optimierung der Gesamtkosten (TOTEX) über die Lebenszeit der Anschlüsse“, ist Fischer überzeugt.

Koordinationsaufwand

Einen Vorteil hat das britische System, bei dem Windpark und Netzanschluss aus einer Hand kommen, aber mit Sicherheit: Der Koordinationsaufwand und damit die Reibungsverluste sind deutlich geringer. Die aufeinander abgestimmte Gesamtoptimierung von Netzanbindung und Windpark resultiert in weniger Koordinationsaufwand, keinen zusätzlichen Kosten durch Entschädigungszahlungen bei verzögerter Netzanbindung und damit keinen auf den Stromendkunden umgewälzten Kosten. In Deutschland dagegen übersteigen seit einiger Zeit die Netzentgelte die Kosten für Strombeschaffung und Betrieb.

Doch natürlich haben Politik und Industrie in den vergangenen Jahren dazugelernt. „Auch in der Flächenentwicklung passiert nun viel – insbesondere gibt es nun den neuen Ansatz, dass eine Zentralplanung eingeführt wird, welche die Flächenentwicklung und die Netzanbindung verbindet. Das ist vorteilhaft.“ So beschreibt etwa Claas Hülsen, Business Development Director Advisory bei DNV GL, die Situation. Er lobt: „Aus planerischer Sicht sind alle Akteure am Tisch – man kann jetzt die Netzkapazität bedarfssynchron ausbauen. Wenn sich die Akteure einigen, wird sich diese zentrale Koordinierung als der richtige Schritt erweisen.“

Offshorewindpark-Bauer sollte die Verantwortung bekommen

Malmen ist das nicht genug. „Seit Jahren steht das deutsche Netzanbindungssystem in der Kritik“, sagt er. „Auch in Deutschland sollten Offshorewindpark-Bauer die Verantwortung bekommen, für ihren eigenen Netzanschluss zu sorgen“, fordert er. Er wolle dabei gar nicht das britische System eins zu eins auf Deutschland übertragen, aber es sei Zeit, auch in Deutschland neue Wege zu gehen. „Insbesondere wenn auch weitere innovative Ansätze verfolgt werden sollen wie die Sektorenkopplung“, sagt Malmen und spricht damit einen wichtigen Punkt an.

Windkraft und Wasserstoff

Was er meint, wird mit dem niederländischen Projekt Hollandse Kust Zuid deutlich. Hier hat Ørsted sein Windparkprojekt in Kombination mit einer Wasserstofferzeugung angeboten. Damit wollen die Dänen ein neues Geschäftsmodell erschließen: In Zeiten negativer Strompreise kann Wasserstoff erzeugt werden, der in Zeiten hoher Strompreise verstromt und verkauft werden kann. Für solch ein wirtschaftliches Konzept spielt dann die Auslegung des Netzanschlusses tatsächlich eine große Rolle und verlässt das durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie vorgedachte Standardkonzept.

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