Tilman Weber
Keine Berichte mehr über verspätete Netzanschlüsse oder Engpässe bei der Aufnahme des Meereswindstroms ins Übertragungsnetz: Sind Ausbau von Netzinfrastruktur und Offshore-Windkraft jetzt im Einklang?
Claas Hülsen: Zuvorderst geht ja nun weniger neue Windparkleistung ans Netz, weil die Politik den Windparkzubau anders als vorher zuletzt durch einen Korridor eingehegt hat. Deshalb ist nun die Netzkapazität da, um eine beschränkte Zahl an Windparks zu bauen und deren Strom aufzunehmen. Andererseits ist das Modell ja in Bearbeitung, es wird einen neuen Flächenentwicklungsplan geben …
Verstehe ich Sie richtig: In vorangegangenen Jahren hielten die Verlegung von Stromleitungen ins Meer und die Errichtung von Offshore-Anschlussplattformen mit der Installation der Windturbinen nicht Schritt. Das ist bereinigt, weil der Ausbaukorridor die Turbinenerrichtungen verlangsamt hat?
Claas Hülsen: Diese Verlangsamung sehe ich erstmal nicht als Verbesserung an (lacht). In der Vergangenheut gab es Verspätungen beim Netzanschluss natürlich auf der Basis, dass man da viel technologisches Neuland betrat. Hier hat die Industrie massiv dazu gelernt – ob wir heute über Bauformen der Netzanschlüsse reden, ob wir wissen, wie wir Netzanschlüsse verlegen, welche Technologie wir zum Errichten der Parks einsetzen und zum Entwickeln der Offshore-Umspannplattformen. Auch in der Flächenentwicklung passiert nun viel – insbesondere der neue Ansatz, dass eine Zentralplanung eingeführt wird, die Flächenentwicklung und die Netzanbindung verbindet ist, vorteilhaft. 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.
Das wird schon die nächste Ausbauphase prägen?
Claas Hülsen: Ja. Das ist die Zukunft der nächsten Ausbauphase. Das heißt: Die Konsultation zum Flächenentwicklungsplan endet ja im Juni. Die Planung ist weitgehend fertig. Man kann sie sich schon anschauen. Demnach gibt es einen ziemlich klar vorgegebenen Prozess, wie man bedarfssynchron ausbauen kann. Das funktionierte in den letzten Jahren schon – und mit dieser Umsetzung wird es schon zu Beginn des nächsten Jahrzehnts noch besser funktionieren.
Um mit einem Titel der Vorträge auf der Konferenz Hamburg Offshore Wind zu fragen: Wie viel offshore verträgt das Netz jetzt (schon/noch)?
Claas Hülsen: Wir werden Ende 2020 rund 7,7 Gigawatt offshore installiert haben, bis 2025 werden es 10,8 GW sein ...
Und bis 2030 dann 15 Gigawatt ... so sind die offiziellen, politisch abgesegneten Planungen.
Claas Hülsen: Der Ausbauplan sieht vor, das Netz offshore zu erweitern. Wir müssen dann aber wissen, dass auch das Netz an Land erweitert werden muss. Denn wir müssen ja die Windkraftkapazitäten auf dem Meer noch durchs gesamte deutsche Netz schleifen. Abzusehen ist, dass für die Aufnahme von mehr Windstrom vom Meer im bestehenden Netz noch Luft nach oben ist. Referenten haben diese Frage auch schon auf der Hamburg Offshore-Wind-Conference in Hamburg beantwortet: Aus ihrer Sicht sind bis 2030 auf jeden Fall 17 Gigawatt möglich. Es bestünde Flexibilität, das politische Ausbauziel 2030 nach oben anzupassen. Danach haben wir allerdings das Problem, dass wir auf dem Festland vielfach an Grenzen lokaler Akzeptanz stoßen. Der Netzausbau ist technisch machbar, aber lokal bekommen die Akteure so schnell vielfach keine Trassenführung akzeptiert.
Würde Deutschland die Windkraft im Meer über die 17 Gigawatt hinaus ausbauen, benötigte das Stromnetz massiv mehr Ausbau als vorgesehen – verbunden mit Akzeptanzproblemen?
Claas Hülsen: Auf jeden Fall müsste dann gezielt mehr ausgebaut werden. Es wird immer wieder Engpassstellen geben, in denen dann Netzausbau gezielt in Nord-Süd-Richtung, erfolgen muss. Dank ihrer Simulationen wissen die Netzbetreiber ziemlich genau wo diese Netzengpasse stattfinden. Gegen Engpässe ließen sich auch viele Querstränge bauen und weitere Netzelemente installieren. Das könnten Phasenschieber oder Querregler sein. Die Tennet stellt außerdem klar, dass Freileitungs-Monitoring helfen kann, die Kapazitäten von Offshore-Windkraft noch zu erhöhen.
Ist das hierfür benötigte Ausmaß an Freileitungs-Monitoring realistisch?
Claas Hülsen: Die Tennet-Aussage ist ganz klar: 50 Prozent der Leitungen heutzutage sind schon mit dieser Technologie ausgestattet – insbesondere im Norden. Freileitungs-Monitoring-Technologie weiter nach Süden auszubreiten, lässt das Netz tragfähiger machen.
Nimmt denn das Abregeln der Offshore-Windparks aufgrund zu hoher Windstromerzeugung zu Zeiten geringen Stromverbrauchs noch zu? Und würde der Netzausbau daran etwas ändern?
Claas Hülsen: Je mehr Netzausbau, desto weniger Redispatch-Eingriffe des Systembetreibers: Ich habe hier eine Folie von 50 Hertz, die das klar erkennen lässt. Mit dem geplanten Netzausbau wird sich die Redispatch-Arbeit reduzieren. Zur Häufigkeit der Einspeisung von Offshore-Windparks zu Zeiten negativer Strompreise, nach der Sie fragen: Das spielt zunächst keine Rolle. Denn die Betreiber der Windparks auf See bekommen ja ihre Vergütung dennoch, dank der Regelung im Erneuerbare-Energien-Gesetz.
Das gilt nicht mehr, wenn Windparkprojekte aus Ausschreibungen mit Null-Cent-Geboten siegreich hervorgehen – und deren Betreibergesellschaften keine Zuschüsse zu besonders niedrigen Strommarktpreisen mehr erhalten werden ...
Claas Hülsen: Richtig. Aber der erste sogenannte Null-Cent-Windpark im Meer ohne Vergütungszuschuss wird erst 2025 ans Netz gehen, so sich der Business-Case bis dahin hält. Das wird EnBW-Windpark He Dreiht sein. Ich bin optimistisch, dass wir bis dahin einen bedarfssynchronen Netz- und Windkraftausbau wirklich hinkriegen. Alle Planungen laufen darauf hinaus. Wir hoffen alle, dass Trassen wie Südlink von der Elbmündung in Norddeutschland in den Süden nach Baden-Württemberg oder das weiter westlich parallel geführte Ultranet sich bis dahin realisieren lassen, wenn nicht neue ungeahnte Verzögerungen im Bau eintreten.
