Technische Optionen zur Verbindung. Kopfstationen und deren wirtschaftliche

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1 Technische Optionen zur Verbindung von Offshore-HGÜ- Kopfstationen und deren wirtschaftliche Implikation im Auftrag der Stiftung OFFSHORE-WINDENERGIE und des Offshore Forum Windenergie Aachen, den 30. März 2012 Bearbeitung: Dr. Uwe Macharey Dr. Michael Ritzau Dr. Ralf Schemm Dr. Petr Svoboda

2 Gutachter: BET Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH Alfonsstraße Aachen Internet: Telefon Telefax Auftraggeber: Stiftung Offshore-Windenergie Schiffbauerdamm Berlin Telefon.: Telefax: Offshore Forum Windenergie Kaiser-Wilhelm-Straße Hamburg Telefon Telefax: info@ofw-online.de 2

3 Zusammenfassung Die bisherige Realisierungs-Praxis sowie die Planung für Offshore-Netzanbindungen in der deutschen Nordsee sehen so genannte Sammel- bzw. Clusteranbindungen vor. Über diese Sammelanbindungen kann jeweils eine Leistung von bis zu 900 MW Offshore-Leistung abgeführt werden. Die Idee des Baus von Sammelanbindungen folgt dem von allen Beteiligten akzeptierten Gebot der wirtschaftlichen und ökologischen Effizienz. Bisher sind diese Sammelanbindungen nicht bzw. nur in einem sehr begrenzten Umfang untereinander verbunden. Der Ausfall einer Sammelanbindung kann basierend auf dieser Planungsgrundlage jedoch zum Ausfall einer Einspeisung von derzeit bis zu ca. 900 MW führen. Neben der fehlenden Ableitung des Stroms in die Verbrauchszentren ergeben sich bei längeren Ausfallzeiten erhebliche Folgewirkungen für die OWPs. Diese betreffen neben finanziellen Risiken beispielsweise auch die Notstromversorgung des gesamten Windparks. Der zuständige Übertragungsnetzbetreiber TenneT hat im sogenannten Brandbrief an die Bundesregierung vom 7. November 2011 verschiedene Probleme skizziert, die sich aus Unternehmenssicht bei der Umsetzung der Netzanbindungsverpflichtung nach 17 Absatz 2a EnWG ergeben. Bei den Gesprächen mit potentiellen Eigenkapitalgebern standen nach Angaben von TenneT neben den Schwierigkeiten bei der Einhaltung der 30- Monatsfrist für die Netzanbindung die Analyse möglicher Schadensszenarien und die sich daraus ableitende Frage der Haftung bei Ausfall einer Sammelanbindung im Vordergrund. Um die Risiken nicht mit dem Bau jedes zusätzlichen Clusteranschlusses weiter anwachsen zu lassen, scheint es angezeigt, sich nicht nur mit der Frage möglicher Haftungsbegrenzungen auseinanderzusetzen, sondern auch technische Optionen genauer zu analysieren. Diese sollen helfen, das Ausfall- und somit das Haftungsrisiko für alle Beteiligten dauerhaft zu minimieren und zwischenzeitliche Netzanschlussengpässe wirksam zu überbrücken. Dem Aufbau eines vermaschten Offshore-Netzes kann somit eine zentrale Bedeutung zukommen. Im Rahmen des vorliegenden Kurzgutachtens wurden folgende zentrale Fragestellungen untersucht: 1. Vermaschung Können durch ein (ansatzweise) vermaschtes Offshore-Netz die Ausfallrisiken technisch minimiert und damit u.a. eine bessere Versicherbarkeit der Netzanbindungen erreicht werden? 2. Anschlussmanagement Kann durch ein vermaschtes Netz die Netzanbindungsfrist wieder auf das ursprünglich von der BNetzA avisierte Maß von 30 Monaten reduziert werden oder zumindest wieder dichter an dieses Maß heran geführt werden? 3

4 Zu 1) Ergebnisse Vermaschung Die durchgeführte Analyse hat gezeigt, dass in allen Clustern ökonomisch sinnvolle Verbindungsleitungen zwischen den Netzanbindungen realisiert werden können. Neben dem aufgezeigten Nutzen konnte dargestellt werden, dass Verbindungsleitungen in Extremfällen ein hohes Schadenspotential abwehren können. Beispielsweise belaufen sich die vermiedenen Verluste durch die zusätzliche Vermaschung im DolWin-Cluster (D3 zu D2) für ein Jahr Ausfall von DolWin Beta auf rd. 290 Mio. im EEG-Zeitraum. Gegenüber keiner Vermaschung im Cluster DolWin ergibt sich sogar ein Vorteil von 1,57 Mrd.. In der Analyse wurden darüber hinaus an zahlreichen Stellen eher konservative Abschätzungen getroffen, so dass der Wert der Leitung z. B. bei Inbetriebnahme deutlich vor 2016 sogar noch höher ausfallen sollte. Aufgrund der hohen Diskontierung von 6 % und des hohen EEG-Satzes von 190 /MWh hätten die Jahre vor 2016 ein besonders hohes Gewicht bei der Ermittlung des Barwertes. Die exemplarischen Ergebnisse werden in den folgenden Abbildungen für Verbindungen zwischen BorWin2 und 3, DolWin2 und 3, eine Verbindung zwischen dem BorWin- und Dol- Win-Cluster sowie eine Verbindung zwischen dem HelWin- und dem SylWin-Cluster dargestellt. In jedem Fall ist vorausgesetzt, dass tatsächlich benachbarte, also räumlich nebeneinander installierte Kopfstationen über eine AC-Brücke miteinander verbunden sind. Detaillierte Erläuterungen befinden sich in Kapitel 2. Abbildung 1 Verbindung zwischen BorWin2 und BorWin3 Es zeigt sich, dass im Fall der Verbindung zwischen BorWin2 und BorWin3 unter den gesetzten Rahmenbedingungen eine 2-systemige Verbindung (400 MW) eindeutig die beste Lösung darstellt. 4

5 Abbildung 2 Verbindung zwischen DolWin2 und DolWin3 Im Cluster DolWin liegen die 1-systemige Verbindung (200 MW) und die 2-systemige Verbindung im Erwartungswert etwa gleich auf. Wird der Nutzen jedoch unter gewichteter Berücksichtigung des Conditional Value at Risk ermittelt, weist die 2-systemige Verbindung Vorteile aus. Abbildung 3 Verbindung zwischen DolWin und BorWin Die Verbindung zwischen den Clustern BorWin und DolWin wurde unter der Voraussetzung untersucht, dass jeweils clusterintern bereits eine 1- oder 2-systemige Verbindung (DolWin) bzw. eine 2-systemige Verbindung (BorWin) besteht. Das Ergebnis zeigt, dass sich insgesamt kein eindeutiger Vorteil für eine 1- oder 2-systemige Verbindung zwischen den Clustern ergibt. Wesentlich ist jedoch, dass in diesem Fall und auch unter Berücksichtigung der Ergebnisse des DolWin-Clusters clusterintern eine 2-systemige Verbindung eingesetzt werden sollte. 5

6 Abbildung 4 Verbindung zwischen SylWin und HelWin Die Verbindung zwischen den Clustern HelWin und SylWin verdeutlicht, dass nicht in jedem Fall die Wirtschaftlichkeit einer Verbindungsleitung gewährleistet ist. Ausschließlich die 1- systemige Verbindung weist einen positiven Erwartungswert auf. 6

7 Cluster DolWin DolWin DolWin DolWin BorWin BorWin BorWin BorWin Verbindungs-Leitung [MW] 200,00 400,00 600,00 800,00 200,00 400,00 600,00 800,00 Investkosten [Mio. ] 30,00 60,00 90,00 120,00 30,00 60,00 90,00 120,00 E[Barwert vermiedene Kosten] [Mio. ] 102,56 132,15 142,19 142,31 108,58 160,81 173,96 173,96 E[Barwert Porjekt] [Mio. ] 72,56 72,15 52,19 22,31 78,58 100,81 83,96 53,96 CVaR[Barwert vermiedene Kosten] [Mio. ] 220,32 285,33 307,43 307,71 233,91 348,23 377,01 377,01 CVaR[Projekt] [Mio. ] 190,32 225,33 217,43 187,71 203,91 288,23 287,01 257,01 Nutzen[Barwert vermiedene Kosten] [Mio. ] 126,11 162,79 175,23 175,39 133,64 198,30 214,57 214,57 Nutzen[Projekt] [Mio. ] 96,11 102,79 85,23 55,39 103,64 138,30 124,57 94,57 Cluster HelWin - SylWin HelWin - SylWin HelWin - SylWin BorWin - Dolwin Variante DolWin 200 Variante DolWin 400 BorWin - Dolwin BorWin - Dolwin BorWin - Dolwin BorWin - Dolwin BorWin - Dolwin Verbindungs-Leitung [MW] 200,00 400,00 600,00 200,00 400,00 600,00 200,00 400,00 600,00 Investkosten [Mio. ] 90,00 180,00 270,00 60,00 120,00 180,00 60,00 120,00 180,00 E[Barwert vermiedene Kosten] [Mio. ] 106,10 137,33 161,77 103,07 155,79 160,93 116,09 173,46 178,66 E[Barwert Porjekt] [Mio. ] 16,10-42,67-108,23 43,07 35,79-19,07 56,09 53,46-1,34 CVaR[Barwert vermiedene Kosten] [Mio. ] 230,34 299,52 353,68 193,01 300,53 311,40 206,71 316,92 327,68 CVaR[Projekt] [Mio. ] 140,34 119,52 83,68 133,01 180,53 131,40 146,71 196,92 147,68 Nutzen[Barwert vermiedene Kosten] [Mio. ] 130,94 169,77 200,15 121,06 184,74 191,03 134,21 202,15 208,47 Nutzen[Projekt] [Mio. ] 40,94 10,23-69,85-61,06 64,74 11,03 74,21 82,15 28,47 Abbildung 5 Ergebniszusammenfassung aller Verbindungen 7

8 Zu 2) Ergebnisse Anschlussmanagement Die Analyse des DolWin-Clusters zeigt beispielhaft, dass das von TenneT gewählte Anschlussmanagement bereits Übergangslösungen zur Nutzung der vorhandenen Netzkapazitäten berücksichtigt; so auch die abschnittsweise Inbetriebnahme der OWP. Dieses Konzept ist grundsätzlich geeignet, eine Beschleunigung herbeizuführen bzw. entstandene Verzögerungen teilweise aufzufangen. Es sollte intensiv diskutiert werden, inwieweit es mögliche Verzögerungen beim Netzanschluss für eine Übergangszeit volkswirtschaftlich effizient auffangen kann. Die Vorteile sind jedoch signifikant abhängig vom Einzelfall. Generell darf der Ansatz nicht zu Rechtsunsicherheit führen. Er sollte in geeigneter Form im Positionspapier der BNetzA und im Rahmen des Offshore-Netzplans verankert werden. 8

9 Inhaltsverzeichnis Seite 1 Einleitung und Aufgabenstellung Darstellung und Bewertung von technisch geeigneten Optionen zur Verbindung der seeseitigen HGÜ-Kopfstationen Ausgangssituation Handlungsoptionen Simulationsansatz zur Quantifizierung der vermiedenen Verluste Ökonomischer Bewertungsansatz der vermiedenen Verluste: Ergebnisse Ergebnisse Cluster DolWin Ergebnisse Cluster BorWin Ergebnisse Cluster HelWin -SylWin Ergebnisse Cluster DolWin-BorWin Fazit Auswirkungen auf Haftungs- und Versicherungsfragen Versicherungssituation Offshore-Windparks allgemein Netzausfall offshore Mögliche Abdeckungen Qualitative Diskussion zur Beschleunigung des Netzanbindungsprozesses Anschlussmanagement unter Berücksichtigung einer abschnittweisen Inbetriebnahme von Windparks Bedarfsplan für Offshore-Netzanbindungen Aufteilung der Netzanbindung in mehrere Lose und Standardisierung

10 1 Einleitung und Aufgabenstellung Die bisherige Realisierungs-Praxis bzw. Planung der Offshore-Netzanbindungen, insbesondere in der deutschen Nordsee, sieht Sammelanbindungen vor. Dieser Ansatz gilt gemäß dem Positionspapier der Bundesnetzagentur grundsätzlich als wirtschaftlich und ökologisch effizient. Der Ausfall einer Sammelanbindung kann basierend auf dieser Planungsgrundlage jedoch zum Ausfall einer Einspeisung von derzeit bis zu ca. 900 MW führen. Zudem sind abhängig von der Ausfalldauer erhebliche Folgewirkungen für die OWPs zu befürchten. Diese betreffen neben finanziellen Risiken auch technische Risiken, wie beispielsweise die Notstromversorgung des gesamten Windparks. Unter dieser Voraussetzung führt die Haftungsregelung nach 31 Absatz 4 EEG (2012) in der Politik, in der Windenergiebranche, bei der Bundesnetzagentur sowie bei den Übertragungsnetzbetreibern zu teilweise kontroversen Diskussionen hinsichtlich der Haftungsfragen bei Schäden von Offshore-Netzanbindungen. Zusätzlich sorgen die Pressemitteilungen sowie der sogenannte Brandbrief der TenneT 1 zu Schwierigkeiten bei der Umsetzung der Netzanbindungsverpflichtung nach 17 Absatz 2a EnWG für Verunsicherung bei Investoren bzw. bei den Kredit gebenden Banken. Gegenwärtig ist noch nicht absehbar, in welchem Umfang und mit welcher Zielrichtung die aktuellen Diskussionen Einfluss auf die Novellierung der ARegV sowie des Positionspapiers zur Netzanbindungsverpflichtung gemäß 17 Absatz 2a EnWG der Bundesnetzagentur haben werden. Vor diesem Hintergrund müssen aus Sicht von BET neben möglichen Übergangsregelungen technische, aber auch wirtschaftliche Optionen bereitgestellt werden, um das Haftungs- Risiko für alle Beteiligten zu minimieren und Netzanschlussengpässe wirksam bis zum ausreichenden Netzausbau zu überbrücken. Dem Aufbau eines vermaschten Offshore-Netzes kann daher eine zentrale Bedeutung zukommen. Im Fokus der Kurzstudie steht daher die Fragestellung, wie und ob durch ein (ansatzweise) vermaschtes Offshore-Netz die Ausfallrisiken minimiert und ob dadurch ein Beitrag geleistet werden kann, die Netzanbindungsfrist wieder auf das ursprünglich von der BNetzA avisierte Maß von 30 Monaten zu reduzieren

11 2 Darstellung und Bewertung von technisch geeigneten Optionen zur Verbindung der seeseitigen HGÜ-Kopfstationen 2.1 Ausgangssituation Gemäß 17 Abs. 2a Satz 1 EnWG haben Betreiber von Übertragungsnetzen, in deren Regelzone die Netzanbindung von Offshore-Anlagen im Sinne des 3 Nr. 9 des Erneuerbare- Energien-Gesetzes erfolgen soll, die Leitungen von dem Umspannwerk der Offshore- Anlagen bis zu dem technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungs- oder Verteilernetzes zu errichten und zu betreiben; die Netzanbindungen müssen zum Zeitpunkt der Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Offshore- Anlagen errichtet sein. Eine derartige Leitung zur Netzanbindung von Offshore-Anlagen bzw. Offshore-Windparks gilt als Teil des Energieversorgungsnetzes. Zur Veranschaulichung einiger der hier genannten Begrifflichkeiten aus dem EnWG, dem EEG und den Anforderungen an seeseitige Netzanschlüsse an das Netz der TenneT TSO GmbH (ASN) dient Abbildung 6. Eigentumsgrenze Erzeugungseinheiten Offshore Onshore Netzanschlusspunkt Netzverknüpfungspunkt Offshore-Anlage Netzanbindung *) Übertragungsnetz des ÜNB an Land Energieversorgungsnetz Abbildung 6 Veranschaulichung von Begriffen aus EnWG, EEG und ASN In der deutschen Nordsee wird die Mehrheit der Netzanbindungen wegen der besseren Wirtschaftlichkeit und zur Minimierung von Umwelteinwirkungen als Sammelanbindung mit einer Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) errichtet. Vor dem Hintergrund der Übertragungsaufgabe hat sich die Voltage Source Converter (VSC)-HGÜ als geeignete Technologie für die Realisierung von Sammelanbindungen herauskristallisiert. Hierbei handelt es sich um eine selbstgeführte HGÜ (auch bekannt unter den Markennamen HVDC Light, HVDC Plus und HVDC MaxSine). 2

12 Anstelle von Thyristoren wie bei der klassischen, netzgeführten HGÜ - werden zur Umrichtung Leistungstransistoren auf IGBT 2 -Basis die so genannten VSC-Umrichter mit Spannungszwischenkreis eingesetzt. Bei Einsatz der VSC-Technik kann die Gleichspannung konstant gehalten werden, so dass die Kabel weniger beansprucht werden und die Verwendung von VPE 3 -Kabeln möglich ist. Diese sind widerstandsfähiger und ermöglichen eine weniger aufwändige Installation als Massekabel mit ölimprägnierten Papier als Isoliermedium. Die Leistungsübertragung zwischen dem Netzanschlusspunkt auf der Hochspannungsseite des Umspannwerks der Offshore-Anlage und der jeweiligen seeseitigen Konverterstation erfolgt jedoch mit Drehstromkabeln. Diese sind derzeit auf etwa 200 MVA je System beschränkt. Es werden im Bereich von 155 kv standardmäßig keine AC-Seekabel wesentlich höherer Leistungen bzw. Stromstärken am Markt angeboten. Das ist in der Anordnung begründet. Alle 3 Phasen/Adern sind in einem Kabel verlegt. Die thermisch zulässigen Ströme sind geringer als bei 3 einzeln verlegten Kabeln je System. Der Aufwand zur Verlegung und die Umweltwirkung von Einzelleiter-Kabeln wären jedoch wesentlich höher, so dass dieser Ansatz nicht in Frage kommt. Vor diesem Hintergrund ist es üblich, dass eine Offshore- Anlage über mehrere Drehstromsysteme an den Konverter angebunden wird. 2 Insulated Gate Bipolar Transistor 3 Vernetztes Polyethylen 3

13 Berücksichtigte Offshore-Windparks und Netzanbindungen Tabelle 1 zeigt die berücksichtigten Windparks unter Angabe Ihrer Leistung und der für sie vorgesehenen Netzanbindung. Daneben ist der Hersteller der HGÜ genannt. Kapazität Netzanbindung Anlagenhersteller a Borkum West II * 400 MW 4 DolWin1 D1 ABB b MEG Offshore I * 400 MW DolWin1 D1 ABB c Gode Wind II 252 MW DolWin2 D2 ABB d Borkum Riffgrund * 277 MW DolWin3 D3 Unklar e Gode Wind I 231 MW DolWin2 D2 ABB f Delta Nordsee MW DolWin2 D2 ABB g Borkum Riffgrund West 288 MW 5 DolWin3 D3 Unklar h Borkum Riffgrund MW DolWin3 D3 Unklar i BARD Offshore 1 * 400 MW BorWin1 B1 ABB j Veja Mate * 400 MW BorWin2 B2 Siemens k Global Tech I * 400 MW BorWin2 B2 Siemens l Deutsche Bucht * 210 MW BorWin3 B3 Unklar m EnBW Hohe See 400 MW BorWin3 B3 Unklar n Albatros I 6 50 MW BorWin3 B3 Unklar o Nordsee Ost * 295 MW HelWin1 H1 Siemens p Meerwind Ost/Süd * 288 MW HelWin1 H1 Siemens q Amrumbank West * 288 MW HelWin2 H2 Siemens r DanTysk * 288 MW SylWin1 S1 Siemens s Butendiek * 288 MW SylWin1 S1 Siemens t Sandbank MW SylWin1 S1 Siemens * Unbedingte Netzanbindungszusage durch TenneT erhalten Tabelle 1: Bewertete Offshore Windpark Projekte und Netzanbindungen Die Untersuchung berücksichtigt ausschließlich die HGÜ-Netzanbindungen der deutschen Nordsee, die bis 2016 unter derzeitigen Vorzeichen voraussichtlich realisiert werden können. Insgesamt handelt es sich daher um 9 Netzanbindungen: Jeweils 3 Anbindungen im Cluster DolWin und BorWin, 2 im Cluster HelWin und eine im Cluster SylWin. 4 Unbedingte Netzanbindungszusage nur für 200 MW. 5 Für Borkum Riffgrund West wird unterstellt, dass Dong auch dort Siemens 3,6-MW-WEA einsetzt. 6 Albatros zunächst 50 MW Testphase für Schwerkraft-Fundamente. 4

14 Eine geographische Einordnung ist anhand der Abbildung 7 möglich. Quelle Hintergrund: BSH t r S1 s n k q H2 m o H1 l j i B2 B1 B3 p g D1 D3 a h b d f Cluster DolWin D2 e c Abbildung 7 Geographische Einordnung der bewerteten OWPs und Netzanbindungen Ferner wird unterstellt, dass bis 2016 alle bis zum vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) genehmigten Windparks errichtet sein werden. Dieser Ansatz ist hinsichtlich der bisher realisierten Windparks ambitioniert. Er berücksichtigt aber, dass die HGÜ-Netzanbindungen entsprechend ihrer installierten Leistung weitgehend durch angeschlossene Windparks ausgelastet werden (Ausnahme HelWin2 und BorWin3). Er unterstellt also in etwa den Endausbau hinsichtlich der genannten Kopfstationen. Sollten einzelne Windparks in 2016 nicht errichtet sein, sind im Vergleich zum gewählten Ansatz zusätzliche freie Übertragungskapazitäten der Netzanbindungen verfügbar, die insgesamt zu einem höheren Nutzen der Verbindungsleitungen führen können. Nach Informationen von BET verfügen 24 Offshore-Windparks in der Nordsee über eine BSH-Genehmigung zur Errichtung eines Windparks. Der OWP Delta Nordsee 1 sowie Delta Nordsee 2 werden hierbei als ein Projekt Delta Nordsee berücksichtigt. Ebenfalls gelten Meerwind Ost und Süd als ein Windpark. Ausgenommen von der Bewertung werden der OWP EnBW He Dreiht und der OWP Nördlicher Grund. Beide würden jeweils eine neue Netzanbindung auslösen, die unter derzeitigen Voraussetzungen voraussichtlich nicht vor 2017 fertig gestellt werden wird. Ausgenommen von der Bewertung sind Windparks, die über eine AC-Netzanbindung direkt an den Netzverknüpfungspunkt (onshore) verfügen. Dies gilt für die OWP Riffgat und Al- 5

15 pha Ventus. Vereinfachend wird im Folgenden auf die Nomenklatur der Kopfstationen entsprechend dem griechischen Alphabet verzichtet (TenneT benennt diese beispielsweise DolWin Alpha, Beta und Gamma). Alle Kopfstationen werden wie die Netzanbindung mit arabischen Zahlen durchnummeriert. Die Vergabe von Netzanbindungszusagen orientiert sich derzeit an Anbindungskriterien, die im Positionspapier zur Netzanbindungsverpflichtung gemäß 17 Absatz 2a der Bundesnetzagentur beschrieben werden. Anhand dieser Kriterien hat der in der deutschen Nordsee zuständige Übertragungsnetzbetreiber nach Informationen von BET bisher 15 Offshore Windparks die unbedingte Netzanbindungszusage erteilt (Tabelle 1; gekennzeichnet mit *). Ausgenommen sind BARD Offshore 1 und Alpha Ventus, die bereits vor Veröffentlichung des Positionspapiers über eine Netzanbindungszusage verfügten. Anhand von öffentlichen Informationen ist nicht zu bestimmen, welche Gleichstrom- Netzanbindungen für den OWP Deutsche Bucht und den OWP Borkum Riffgrund vorgesehen sind. Die im Positionspapier der BNetzA beschriebene Abfolge zur Vergabe von unbedingten Netzanbindungszusagen lässt diesbezüglich nur den Schluss zu, dass der OWP Deutsche Bucht an BorWin3 und OWP Borkum Riffgrund an DolWin3 angeschlossen werden, die mit Erteilung der unbedingten Netzanbindungszusage (zum ) hätten vergeben werden müssen. Mit Stichtag ist die Vergabe der Netzanbindungen nicht erfolgt. Für die Bewertung in diesem Gutachten wird jedoch unterstellt, dass sowohl BorWin3 als auch DolWin3 in 2016 verfügbar sind und an den in Abbildung 7 skizzierten Positionen errichtet werden. Für die Beauftragung der beiden Netzanbindungen bedarf es kurzfristig einer Lösung. Übertragungskapazität der Netzanbindung Derzeit sind alle HGÜ-Netzanbindungen an 2 Anbieter (ABB, Siemens/Prysmian) vergeben. Die installierte Leistung der HGÜ-Kopfstation und damit auch der gesamten Netzanbindung liegt zwischen 400 und gut 900 MW. Die Obergrenze ist mir der derzeit verfügbaren Technologie im Wesentlichen durch 2 Faktoren limitiert: - VSC-HGÜ-Netzanbindungssystem kV-Drehstromschaltanlage VSC-HGÜ-Netzanbindungssystem Gegenwärtig sind die eingesetzten VPE-Kabel auf ±320 kv beschränkt. Gemäß VDE-Studie Stromübertragung für den Klimaschutz ist derzeit ein maximaler Strom von 1,875 ka je Modul zulässig. Diese Beschränkung resultiert vornehmlich aus der maximalen Strombelastbarkeit der verfügbaren Kabel. Die maximal mit VPE-Kabeln übertragbare Leistung liegt daher zurzeit bei MW pro System. Gemäß der genannten VDE-Studie ist jedoch bis 2020 von einer Erhöhung auf ±500 kv auszugehen. 6

16 155-kV-Drehstromschaltanlage Bei der Auslegung der Netzanbindung ist in jedem Fall zu berücksichtigen, dass die derzeitig am Markt verfügbaren AC-Leistungsschalter den maximal zu übertragenden Strom auf der Drehstromseite auf A beschränken. Ausgehend vom theoretischen Maximum von A kann die maximale Leistung auf der 155-kV-Seite nur etwa MVA betragen. Abhängig von Sicherheitsabschlägen ist der maximale Strom üblicherweise nochmals geringer. Daher ist von einem Maximum im Bereich von 950 MW (ggf. auch MVA) je Kopfstation auszugehen. Zu berücksichtigen ist, dass derart hohe Ströme im ungestörten Normalbetrieb der Schaltanlage nicht fließen. Auslegung der HGÜ-Kopfstationen HGÜ-Kopfstationen werden entweder als so genannte Mutterstation (bspw. DolWin Alpha) oder Tochterstation (bspw. DolWin Gamma) ausgelegt. Mutterstationen verfügen zusätzlich zu den AC-Anschluss-Schaltfeldern für die geplant anzuschließenden Offshore-Windparks über zwei Schaltfelder zur Verbindung mit einer anderen Kopfstation. Tochterstationen verfügen dagegen noch über zwei zusätzliche Schaltfelder, ermöglichen also die Verbindung mit 2 anderen Kopfstationen. Falls zusätzlich Verbindungen zu weiteren Kopfstationen realisiert werden sollen, ist das in der Planung zu berücksichtigen. Eine nachträgliche Installation setzt sowohl einen räumlich hinreichenden Aufstell- und Anschlussbereich als auch eine bautechnisch ausreichende Dimensionierung der Plattform für das höhere Gewicht voraus. Insofern sollte bei zukünftig zu beauftragenden Plattformen möglichst mehr Platz vorgesehen werden, um mittel- und langfristig höhere Flexibilität beim Aufbau des Offshore-Netzes zu haben. Abbildung 8 zeigt exemplarisch die Auslegung einer Mutterstation sowie den Anschluss einer benachbarten Tochterstation. OWP 1 OWP 2 OWP 3 OWP 4 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x 155-kV-AC x x Tochterstation Mutterstation ±320-kV-DC Abbildung 8 Auslegung einer Mutterstation 7

17 Die Verbindung unmittelbar benachbarter Kopfstationen wird nach Informationen der BET über so genannte Brücken bewerkstelligt. Hierbei handelt es sich praktisch um eine Kupplungs-Option der Sammelschienen. Die Verbindung ist auf ca. 950 bis MVA limitiert. Wie beschrieben, lassen die verfügbaren Leistungsschalter auf der 155-kV- Spannungsebene keine höheren Leistungen zu. HGÜ-Kopfstationen, die nicht unmittelbar benachbart zu einer anderen errichtet werden (beispielsweise DolWin2 und SylWin1), verfügen jedoch nach derzeitigem Planungsstand über keinerlei Redundanz bzw. dauerhafte Notstromversorgung im Falle des Ausfalls der HGÜ. 8

18 2.2 Handlungsoptionen Der Ausfall einer Sammelanbindung kann basierend auf der skizzierten Planungsgrundlage zum Ausfall einer Einspeisung von derzeit bis zu ca. 900 MW führen. Abhängig von der Ausfalldauer sind erhebliche Folgewirkungen für den ÜNB, aber auch für die OWPs zu befürchten. Diese betreffen neben finanziellen Risiken auch technische Risiken wie beispielsweise die Notstromversorgung des gesamten Windparks. Vor diesem Hintergrund sind technische Handlungsoptionen zu prüfen, die dazu beitragen können, das Ausfall- und Haftungs-Risiko für alle Beteiligten zu minimieren. Diese Handlungsoptionen sind zusätzlich hinsichtlich ihres wirtschaftlichen Nutzens zu bewerten. Im Fokus des Kurzgutachtens steht die Fragestellung, wie durch ein (ansatzweise) vermaschtes Offshore-Netz (Verbindung ausgewählter Kopfstationen) Ausfallrisiken minimiert werden können. Der erste Schritt ist durch den Planungsgrundsatz, benachbarte Stationen mit Brücken zu verbinden, bereits erfolgt. Im nächsten Schritt gilt es zu prüfen, welcher Nutzen durch eine Verbindung zu bisher singulär angebundenen Kopfstationen entsteht. Verbindungen innerhalb eines Clusters Abhängig von der Entfernung zwischen den Kopfstationen und den potentiell zu übertragenden Leistungen ist zunächst zu prüfen, welche Übertragungstechnologie für eine Verbindung in Frage kommt. Zur Wahl stehen die Drehstromkabelübertragung sowie die VSC-HGÜ. Bei der Drehstromübertragung wird entlang der Leitung ständig ein elektrisches und magnetisches Feld auf- und abgebaut. Der erforderliche Energietransport verursacht Blindleistung. Nur im Betriebspunkt der natürlichen Leistung ist die Blindleistungsbilanz einer elektrischen Leitung (ohne Kompensation) ausgeglichen. Der Zustand der Übertragung natürlicher Leistung ist ein Sonderzustand, bei dem in einem Drehstromsystem reine Wirkleistung übertragen werden kann. Die natürliche Leistung ist abhängig vom Wellenwiderstand einer Leitung, der vornehmlich geometrieabhängig ist. Daher haben Kabel eine hohe natürliche Leistung im Vergleich zur thermisch zulässigen Leistung. Liegt die übertragene Leistung über der natürlichen Leistung, nimmt die Leitung induktive Blindleistung auf (beispielsweise hoch ausgelastete Freileitungen). Der Extremfall wäre ein Kurzschluss. In diesem Fall wird die Freileitung wie eine Spule/Induktivität angesehen. Entsprechend nimmt eine Leitung kapazitive Blindleistung auf, wenn die übertragene Leistung unter der natürlichen Leistung liegt (bspw. bei Kabeln). Hier wäre der Extremfall der Leerlauf bei dem die Leitung als reine Kapazität (Kondensator) betrachtet wird. Die Übertragungskapazität der Kabel ist beschränkt. Daher ist der Transport von Blindleistung zu Gunsten eines hohen Wirkleistungsanteils zu beschränken; Kompensationsspulen müssen zur Blindleistungskompensation eingesetzt werden. Bei kurzen Distanzen und geringen Übertragungsleistungen weist die Drehstromübertragung dennoch Vorteile gegenüber der HGÜ auf. Öffentlich sind keine konkreten Zahlen bekannt, ab welcher Leistung und welcher Distanz eine Hochspannungsgleichstrom- Seekabelübertragung Vorteile gegenüber der Drehstromkabelübertragung aufweist. Bei Dis- 9

19 tanzen werden häufig Werte im Bereich von km genannt. Die Leistung wird voraussichtlich im Bereich von >400 MW liegen. Unstrittig ist, dass mit der verfügbaren Technologie (DC-Leistungsschalter sind nicht kommerziell verfügbar) kein DC-Multiterminalbetrieb möglich ist. D. h., ein Netzbetrieb ist derzeit noch nicht möglich. Es wird aber davon ausgegangen, dass mittelfristig diese Technologie verfügbar ist. Alle Untersuchungen berücksichtigen daher eine AC-seitige Verbindung der HGÜ- Kopfstationen. Für eine derartige Verbindung müssen hinreichend viele Schaltfelder (eines je 200-MW-System) sowie ausreichende Aufstell- und Anschlussmöglichkeiten für Kompensationsspulen vorgesehen sein. Zudem ist eine bautechnisch ausreichende Dimensionierung der Plattform für das Gewicht der Spulen zu berücksichtigen. Die Investitionskosten einer derartigen Lösung werden pauschal zu 1 Mio. pro km (EPCI 7 -Vertrag) und 200-MW- System inklusive der Kompensationsspulen angenommen. Eine mögliche Verbindung zwischen DolWin2 und der etwa 30 km entfernten Station Dol- Win3 ist in Abbildung 9 dargestellt. a b f g D1 D3 1 System HVDC (2 Kabel) 1 System HVAC (1 Kabel) max. 200 MW h AC-Brücke (in jedem Fall zwischen benachbarten Kopfstationen installiert; ca MVA) d D2 e c a Borkum West II 400 MW b MEG Offshore I 400 MW c Gode Wind II 252 MW d Borkum Riffgrund 277 MW e Gode Wind I 231 MW f Delta Nordsee MW g Borkum Riffgrund West **) 288 MW h Borkum Riffgrund II 346 MW AC-Verbindung 200, 400, 600 oder 800 MW Dörpen West Abbildung 9 Visualisierung Cluster DolWin Die vereinfachte Visualisierung in Abbildung 9, aber vor allem die Abbildung 7 lassen erahnen, dass die Realisierung einer derartigen Verbindung bautechnisch anspruchsvoll ist. Voraussichtlich ist die Kreuzung der Innerparkverkabelung von mindestens einem OWP erforderlich. Diese ist mit der notwendigen und aufwändigen Installation von Kreuzungsbauwerken verbunden. Auch die Distanz einer Verbindung zwischen BorWin3 und BorWin2 wird mit etwa 30 km angesetzt. Die erwartete Situation unter Berücksichtigung einer Verbindung zwischen den beiden Stationen ist in Abbildung 10 dargestellt. Auch für diese Verbindung gilt, dass ggf. die aufwändige Kreuzung eines Windparks erforderlich sein wird. 7 Engineering, Procurement, Construction and Installation 10

20 n k B3 m i Bard Offshore I 400 MW J Veja Mate 400 MW k Global Tech I 400 MW l Deutsche Bucht 210 MW m EnBW Hohe See 400 MW n Albatros **) 50 MW l B2 j i B1 1 System HVDC (2 Kabel) 1 System HVAC (1 Kabel) max. 200 MW *) AC-Brücke (in jedem Fall zwischen benachbarten Kopfstationen installiert; ca MVA) Emden Ost Diele AC-Verbindung 200, 400, 600 oder 800 MW Abbildung 10 Visualisierung Cluster BorWin Clusterübergreifende Verbindungen Die zuvor beschriebenen Verbindungen berücksichtigten ausschließlich die Verbindung von Kopfstationen innerhalb eines Clusters. Darüber hinaus ist jedoch die Verbindung zwischen benachbarten Clustern möglich. Im Rahmen dieses Kurzgutachtens wurden nur die Verbindung zwischen DolWin und BorWin sowie die Verbindung zwischen HelWin und SylWin (visualisiert in Abbildung 11), realisiert in AC-Technologie, analysiert. t Cluster SylWin s r S1 o Nordsee Ost 295 MW p Meerwind Ost / Süd 288 MW q Amrumbank West 288 MW r Dan Tysk 288 MW s Butendiek 288 MW t Sandbank MW o H2 p 1 System HVDC (2 Kabel) 1 System HVAC (1 Kabel) max. 200 MW q Cluster HelWin H1 AC-Brücke (in jedem Fall zwischen benachbarten Kopfstationen installiert; ca MVA) Büttel AC-Verbindung 200, 400 oder 600 MW Berlin, den 11. Januar 2012 Abbildung 11 Visualisierung Verbindung Cluster HelWin und SylWin Letztere scheint vorbehaltlich der Untersuchungsergebnisse insbesondere deshalb sinnvoll, da SylWin1 derzeit die einzige vergebene Netzanbindung im SylWin-Cluster ist. Gleichzeitig ist aber gerade bei dieser Verbindung mittelfristig eine DC-Verbindung eine ernsthafte Alter- 11

21 native. Die Distanz zwischen den Kopfstationen beträgt in etwa 90 km. Für die anderen potentiellen Cluster-übergreifenden Verbindungen sollten langfristige Untersuchungen zu DC- Verbindungen durchgeführt werden. Die hier visualisierte AC-Verbindung zwischen den Clustern SylWin und HelWin stellt sicherlich den Grenzbereich der AC-Technologie dar und erfordert ein erhebliches Ausmaß an Blindleistungskompensation, um einen Wirkleistungstransport zu ermöglichen. Die etwa 60 km lange Verbindung zwischen DolWin und BorWin wird ebenfalls nur mit hohem Aufwand zur Blindleistungskompensation zu bewerkstelligen sein. Abhängig von der zu übertragenden Leistung scheint hier jedoch nach derzeitiger Einschätzung unabhängig von der noch nicht gegebenen Verfügbarkeit der Multiterminal-HGÜ die AC-Verbindung eine geeignete Lösung zu sein. Diese wird in Abbildung 12 visualisiert. n k m B3 Cluster BorWin l B2 j i B1 a Cluster DolWin b f g D1 c D3 D2 e h d 1 System HVDC (2 Kabel) 1 System HVAC (1 Kabel) max. 200 MW *) AC-Brücke (in jedem Fall zwischen benachbarten Kopfstationen installiert; ca MVA) Emden Ost Diele AC-Verbindung 200 oder 400 MW Dörpen West Abbildung 12 Visualisierung Verbindung Cluster DolWin und BorWin 12

22 2.3 Simulationsansatz zur Quantifizierung der vermiedenen Verluste Im Folgenden werden die einzelnen Teilschritte der Methodik erläutert, um zu einer Verteilung der vermiedenen Energieverluste durch den Leitungszubau zu gelangen (siehe Abbildung 13). Abbildung 13 Schematische Darstellung der Simulation der vermiedenen Energieverluste 13

23 Schritt 1: Simulation der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe Für die Simulation der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe wurde ein BET-Zeitreihen- Modell verwendet und die resultierenden Simulationen auf den Erwartungswert der Windgeschwindigkeit am jeweiligen Standort und Nabenhöhe transformiert. Das BET- Zeitreihenmodell wurde mit satellitengestützten Messdaten kalibriert 8. Es wurde bei der Betrachtung unterstellt, dass zwischen der Windgeschwindigkeit an verschiedenen Standorten eine Korrelation von 1 vorherrscht. Dies ist eine konservative Annahme, da eine Korrelation deutlich kleiner 1 zu einem höheren Nutzen der Leitung aufgrund von Durchmischungseffekten führen würde (der geringe Abstand der Windparks an einer Kopfstation zueinander lässt hier aber keine gravierend unterschiedlichen Windbedingungen erwarten. Bei größeren Abständen hingegen sind Diversifikationseffekte zu erwarten. Die Korrelation zwischen Fino3 und Fino1 beträgt ca. 88 % für die Monatsmittelwerte bei einem Abstand von ca. 140 km 9 ). Schritt 2: Simulation der Einspeisung an der Kopfstation Für jeden Windpark wurde die theoretische Windleistungskurve des Herstellers in eine Leistungskurve des Windparks transformiert, um Parkverschattungseffekte zu berücksichtigen. Hierbei wurde ein Parkwirkungsgrad von 88 % unterstellt. Mit Hilfe der Park-Leistungskurve und der stündlichen Windgeschwindigkeitssimulationen wurde die Einspeisung pro installierter Netto-Leistung für jede Simulation (Gesamtanzahl ) und Stunde (8760) berechnet. Bei der Skalierung auf die Einspeisung des Windparks wurden Leitungsverluste, Nichtverfügbarkeiten und sonstige Wirkungsgradeinbußen berücksichtigt. Die Nichtverfügbarkeit wurde hier mit 93 % angegeben und wurde in Anlehnung von Angaben vergleichbarer Projekte ermittelt. Dieser eher konservative Wert berücksichtigt insbesondere, dass in den ersten Jahren die Nichtverfügbarkeit meist deutlich geringer ist als das langjährige Mittel. In diesem Zeitraum wird ein Großteil des Cashflows erzielt. In Summe ergibt sich bei Erreichen der Nennleistung eine Nettoleistung je Windpark von 91,6 % der Nennleistung der einzelnen Windturbinen. Schritt 3: Simulation des Ausfalls der Leitung bei Vorliegen der Brückenverbindung. Bei der Simulation des Leitungsausfalls wurde unterstellt, dass alle DC-Leitungen mit einer Wahrscheinlichkeit von 4 % ausfallen können. Bei Vorliegen eines Ausfalls wurde unterstellt, dass dieser mit einer Wahrscheinlichkeit von 50 % 90 Tage, mit 30 % 180 Tage und mit 20 % 365 Tage dauert (Ein Ausfall von einem Jahr hat somit eine Eintrittswahrscheinlichkeit von 0,8 %). Der Beginn des Ausfalls wurde zufällig an einen beliebigen Tag im Jahr als weiterer Zufallsprozess modelliert, um die unterschiedlichen saisonalen Windbedingungen zu berücksichtigen. 8 Die Datenqualität des Modells wurde mit der theoretischen Verteilung basierend auf den FINO 3 Daten für den Windpark Butendiek verglichen. Hierbei wurde im Erwartungswert der jährliche Energieerträge eine Übereinstimmung von über 99% festgestellt, so dass die Modelldaten gut mit der an der FINO 3 Plattform kalibrierten theoretischen Verteilung korrespondieren. 9 Quelle: Garrad Hassan: The Fino3 Wind Energy Research Platform in the North Sea: First Results & Comparisons to Concurrent Fino1 Data 14

24 Im Fall Brücke können am Beispiel des DolWin-Cluster die DC-Leitungen zum Abtransport der Energie ausfallen. Abbildung 14 Fall Brücke: Ausfallmöglichkeit der DC-Leitungen Im Fall Netz kann zusätzlich auch die zu untersuchende AC-Verbindungsleitung zwischen den Kopfstationen ausfallen. Abbildung 15 Fall Netz: Ausfallmöglichkeit zusätzlich AC-Leitung Die Brücken zwischen zwei benachbarten Kopfstationen wurden aufgrund ihrer geringen Leitungslänge mit einer Ausfallwahrscheinlichkeit von Null versehen. Mit Hilfe der Energieeinspeise- und der Ausfallsimulationen können zum einen die Energieverluste je Simulation für beide Fälle (Brücke und Netz) berechnet werden. Der Verlust im Fall der Brücke abzüglich des Verlustes im Fall Netz charakterisiert die durch die betrachtete Leitung vermiedene Verlustenergie. Im Rahmen der Simulation wurde somit eine Verteilung der vermiedenen Verlustenergie berechnet. Basierend auf der Verteilung können die Lageparameter Erwartungswert und Conditional Value at Risk 10 berechnet werden, um auf Basis dieser Kennzahlen eine ökonomische Einschätzung des Projektes durchzuführen. 10 Bei der Berechnung des Gesamt CVaR der vermiedenen Verlustenergie über die 40 Jahre wurde Unabhängigkeit der Einzelwerte für die Einzeljahre unterstellt. 15

25 Exkurs: Lageparameter einer Verteilung und Nutzenfunktion: Der Ausfall einer Leitung stellt ein zufälliges Ereignis dar. Aus diesem Grunde ist die reine Angabe was ist der vermiedene Schaden durch den Leitungsbau, wenn etwas ausfällt noch keine hinreichende Auskunft über die Wirtschaftlichkeit/den Nutzen des Projektes, da das Ergebnis bei einer Ausfallwahrscheinlichkeit von 1 % oder 90 % dasselbe wäre. In dem hier gewählten Verfahren wird über die Simulation die Ausfallwahrscheinlichkeit mit dem Ereignis (Ausfall 90 Tage, 180 Tage, 365 Tage bzw. kein Ausfall) verknüpft, um eine Verteilung zu erhalten und basierend auf der Verteilung eine Aussage über die Wirtschaftlichkeit/den Nutzen des Projektes zu generieren. Aus diesem Grunde wird in diesem Gutachten eine Monte Carlo Simulation durchgeführt. Im Kontext der Monte Carlo Simulationen werden Simulationen zufällig generiert, um stündliche Einspeisung sowie Leitungsausfall stochastisch auszuwerten. Mit dem in der jeweiligen Simulation generierten Output der Windkraftanlagen kann der resultierende Schaden für jede Simulation bei Ausfall berechnet und in eine Verteilung überführt werden. Verteilungen werden i. d. R. bzgl. der Lageparameter Erwartungswert und ein auf der Verteilung aufgebautes Risikomaß beurteilt. Als Risikomaß wird hier der Conditional Value at Risk (CVaR) verwendet. t s rlu e V r e n e d ie rm e V cvar VaR Erwartungswert Simulation Erwartungswert: Der Erwartungswert stellt den Mittelwert des vermiedenen Verlustes über alle Simulationen dar (da von den Ergebnissen bei einer Ausfallwahrscheinlichkeit von 4 % in mehr als 8000 Simulationen gar kein Schaden auftritt, ist dieses Ergebnis auch deutlich geringer als die Kennzahl was ist der Nutzen, wenn definitiv etwas ausfällt. Der Erwartungswert hängt somit unmittelbar von der Ausfallwahrscheinlichkeit ab. 16

26 Conditional Value at Risk (CVaR): Verteilungen mit geringer Eintrittswahrscheinlichkeit haben i. d. R. ausgeprägte Ränder. Aus ökonomischer Perspektive sind sie interessant, da hier insbesondere der Vorteil der Leitung in den Worst Case Szenarien ableitbar ist. Ein hierfür geeignetes Maß stellt der Conditional Value at Risk (CVaR) dar. Er gibt den Erwartungswert der x-schlechtesten Ergebnisse an. Diese Art der Bewertung kommt der Risikoanalyse von Versicherungen sehr nahe. Das x wird mit Hilfe des so genannten Konfidenzniveaus angegeben. In dieser Untersuchung hat BET ein Konfidenzniveau von 90 % verwendet. Der Wert am Konfidenzniveau wird als Value at Risk bezeichnet. Der Value at Risk (VaR) charakterisiert den maximal vermiedenen Schaden, welcher mit einer Eintrittswahrscheinlichkeit von 90 % nicht überschritten wird. In der Studie wurden für den CVaR somit die 1000 Simulationen mit der größten Schadensverringerung aus den Simulationen verwendet (diese liegen oberhalb des VaR). Über diese Ereignisse wird wiederum der Mittelwert gebildet. (Hier sind fast nur Simulationen enthalten, in denen eine oder mehrere Leitungen über eine bestimmte Dauer zu einem bestimmten Zeitpunkt ausfallen, so dass diese Kennzahl deutlich oberhalb des Erwartungswertes liegt). Der CVaR stellt somit eine Art Best Case Abschätzung für die ökonomische Bewertung dar! Der Erwartungswert stellt dar, was die Leitung im Mittel an Verlustvermeidung bringt. Nutzen: Die beiden Lageparameter können zusätzlich mit Hilfe eines Präferenzfunktionals ausgewertet werden (in diesem Fall die Hybrid-Nutzenfunktion). In dieser Nutzenfunktion werden Erwartungswert und Conditional Value at Risk in Beziehung miteinander gesetzt. 17

27 2.4 Ökonomischer Bewertungsansatz der vermiedenen Verluste: Im ökonomischen Teil des Bewertungsansatzes werden die im vorherigen Abschnitt ermittelten vermiedenen Energieverluste monetarisiert. Hierzu wird der Standpunkt bezogen, dass der Netzbetreiber den Ausfall zu verschulden hat und den Windparkbetreibern schadensersatzpflichtig wird. Die Schadensersatzpflicht betrifft den Wert der ausgefallenen Energie. In dieser Betrachtung wird der vermiedene Anteil der ausgefallenen Energie durch das Leitungsprojekt verwendet. Hierfür werden die Kosten entgangener Zinsopportunität und die Kosten für den Notbetrieb bestimmt. Dies entspricht den Kosten, die durch die Leitung eingespart werden. Daneben müsste in die Wirtschaftlichkeit der Leitung auch die Verringerung der Versicherungsbeträge für den Leitungsausfall eingerechnet werden. Dieses stellt noch ein zusätzliches Wertpotential dar, welches in diesem Gutachten nicht quantifiziert wird. Die einzelnen Bestandteile sollen im Folgenden näher erläutert werden. Wert der ausgefallenen Energie o Im Zeitraum des EEG-Regimes: vermiedene Verluste * EEG-Vergütung o Im Zeitraum des Spotmarkt-Regimes: vermiedene Verluste * Spotpreis (Base) * Profilfaktor Für die Betrachtung wird das EEG-Vergütungsmodell mit 190 /MWh unterstellt. Die Vergütungsdauer wurde Park-scharf mit Hilfe der Modelldaten errechnet und auf das Kopfstationscluster leistungsgemittelt übertragen. Für den Zeitraum, in dem die Spotmarktvergütung stattfindet, wurden mit Hilfe des BET-Fundamentalmodells durchschnittliche Spotpreise pro Jahr für den Zeitraum der Gesamtbetrachtung berechnet. Mit Hilfe eines im BET-Modell ermittelten Profilfaktors wurde ein durchschnittlicher Vergütungssatz pro eingespeiste Energieeinheit errechnet: 11 Jahr Spotpreis real [ /MWh] 64,14 64,67 73,19 73,48 75,64 77,22 77,74 77,74 77,74 Profilfaktor 0,96 0,95 0,92 0,89 0,87 0,84 0,83 0,83 0,83 Vergütung [ /MWh] 61,85 61,36 67,03 65,36 65,47 64,50 64,64 64,64 64,64 Tabelle 2: Entwicklung der Spotpreise und der daraus folgenden durchschnittlichen Vergütung 11 Die Spotpreise wurden im Modell als Real-Preise abgebildet, so dass zur Transformation in Nominal-Preise die Inflationsrate von hier unterstellten 2% berücksichtigt werden muss. 18

28 Exkurs: Profilfaktor: Der Profilfaktor stellt einen Gewichtungsfaktor des jährlichen Spotpreises (Base) dar, um zu einer durchschnittlichen Vergütung je eingespeister Energieeinheit zu gelangen. Die Ermittlung des Profilfaktors für den Zeitraum wurde mit Hilfe des BET Fundamentalmodells durchgeführt. Hierfür wird im betrachteten Zeitraum der Vermarktung am Spotmarkt die stündliche Einspeisung mit dem stündlichen Strompreis in Beziehung gesetzt. Kosten des Notbetriebs o Kosten der Notstromversorgung über Dieselaggregate o Sonstige O&M-Kosten für den Notbetrieb Für die Kosten des Notbetriebes fallen Brennstoffkosten für die Notstromversorgung und sonstige variable O&M-Kosten des Notbetriebes an. Dies wurden mit ca. 3 /MWh abgeschätzt. Kosten der Zinsopportunität für die Zwischenfinanzierung des entgangenen Ertrages für ein Jahr. Für die Kosten der Zwischenfinanzierung wurde ein Zinssatz von 6 % unterstellt. Dieser wurde in Anlehnung an die durch die Bundesnetzagentur festgesetzten Zinssätze ermittelt. Hierbei wurden ein EK-Zins von 9,05 % und ein FK-Zins von 4,2 % sowie ein EK-Anteil von ca. 40 % unterstellt. Mit Hilfe des Zinssatzes kann der im EEG-Zeitraum entstandene Schaden von 14,4 /MWh bzw. im Spotzeitraum durchschnittlich 7,2 /MWh ermittelt werden. Betrachtungsperiode: Aus den vermiedenen Kosten dieser drei Kategorien wird der Barwert über die Abschreibungsdauer der Leitung von 40 Jahren gebildet. Als Startjahr wurde das Jahr 2016 gewählt, da die Kopfstationen zu diesem Zeitpunkt mit ihrer finalen Windparkzuordnung (nach derzeitigem Kenntnisstand) versehen sein werden. Ein nicht unerheblicher Anteil der Windkraftanlagen speist schon vor 2016 zu EEG-Konditionen in das Netz ein. Falls die Verbindungsleitung vor 2016 errichtet wird, kann noch eine deutliche Verbesserung der Wirtschaftlichkeit der Leitung unterstellt werden, was in diesem Gutachten nicht berücksichtigt wurde. 19

29 Da die Betrachtungsdauer von 40 Jahren die durchschnittliche Lebenserwartung von Windparkanlagen deutlich übersteigt, wurde konservativ angenommen, dass Ersatzinvestitionen in Windkraftanlagen (also auch Investitionen in "Repowering-Windparks") nicht zu EEG-, sondern nur zu Spotmarktkonditionen vergütet werden. Die durchschnittliche Vergütungsdauer im EEG-Regime beschränkt sich somit auf die ersten 8 bis 9 Jahre des gesamten Zeitraumes von ca. 40 Jahren. Für Windparks, welche vor 2016 errichtet wurde, wurde nur die Restlaufzeit ab 2016 der EEG-Vergütung zugrunde gelegt. Bei der Ermittlung des Barwertes der vermiedenen Verluste wird ein gewichteter durchschnittlicher Kapitalkostensatz (WACC) von 6 % zur Diskontierung unterstellt. Der Barwert wird dem Investitionsvolumen gegenübergestellt und somit der Barwert des Investments ermittelt. 20

30 2.5 Ergebnisse Die Ermittlung des Barwertes wurde für die Kennzahlen Erwartungswert, Conditional Value at Risk und für die Nutzenfunktion durchgeführt. Daneben wurden unterschiedliche Leitungsdimensionen des Verbindungskabels berechnet, da sich das optimale Design je nach Wahl der Ergebniskennzahl (Erwartungswert bzw. Nutzenfunktion) verändern kann Ergebnisse Cluster DolWin Abbildung 16: Ergebnisse des DolWin-Clusters In Abbildung 16 sind auf der linken Seite je Kopfstation die installierte Leistung der abführenden DC-Verbindungen, das Einspeisemaximum (in Bezug auf die Netto-Einspeisung) der zugeordneten Offshore-Windparks (OWP) und die bei maximaler Einspeisung verbleibende noch frei verfügbare Leitungskapazität für den (Ab)-Transport von Einspeisung anderer Kopfstationen dargestellt. Es zeigt sich, dass in der Situation bei Leitungsausfall eines abführenden Kabels und maximaler Netto-Einspeisung der OWPs nur geringe Leitungskapazitäten zum weiteren Abtransport von Windeinspeisung zur Verfügung stehen. Diese Situation tritt aufgrund der Leistungskurve und der Windbedingungen in ca. 30 % aller Stunden im Jahr auf. Aus diesem Grunde ist zur Verringerung der Verlustenergie nicht nur die Verbindungsleitung, sondern auch die abführende Leitung als Bottleneck zu betrachten und zu berücksichtigen. Deshalb erreicht bei einer relativ geringen Dimensionierung (200 MW) die Verbindungsleitung in Bezug auf den Erwartungswert des Barwertes des Projektes das Optimum der Wirtschaftlichkeit. Bei höherer Dimensionierung (400 MW) stehen vermiedene Kosten einer Verdopplung des Investitionsvolumens gegenüber. Bei höheren Leitungsdimensionen (<400 MW) hat die Steigung der vermiedenen Verluste deutlich abgenommen, so dass inklusive der Investitionskosten der Wert wieder stark gefallen ist (dies ist zugunsten der Übersichtlichkeit hier in Abbildung 16 nicht mit aufgeführt). Der CVaR bei höherer Dimensionierung (400 MW gegenüber 200 MW) steigt gegenüber dem Erwartungswert überproportional stark an. Deshalb ist der Nutzen aus Gewichtung des Erwartungswertes und CVaR im Fall von 400 MW maximal. 21

31 Zur besseren Interpretation der Ergebnisse Erwartungswert und CVaR soll im Folgenden die komplette Verteilung der vermiedenen Verluste im Fall der Leitungsdimension 200 MW dargestellt und erläutert werden: Abbildung 17: Verteilung der vermiedenen Verluste (DolWin-Cluster) mit 200MW Verbindungsleitung Abbildung 17 zeigt die Verteilung der vermiedenen Netzverluste (Differenz der Energie- Verluste zwischen Netz und Strang in den einzelnen Simulationen). In der linken Abbildung sind die vermiedenen Energieverluste sortiert über alle Simulationen. Die rechte Abbildung gibt einen Ausschnitt der linken Abbildung der 1000 höchsten Ergebnisse wieder. Im besten Fall lassen sich somit (190 /MWh + 14,2 /MWh) * 1,4 Mio. MWh an ökonomischen Kosten pro Jahr im EEG-Zeitraum vermeiden, was ungefähr 290 Mio. entspricht. In der dazugehörigen Simulation ist DolWin 2 ausgefallen. Im Erwartungswert werden ca. 43 T. MWh bzw. ca. 8,9 Mio. an Kosten pro Jahr im EEG-Zeitraum vermieden. Es zeigt sich somit, dass in Einzelfällen der Wert der Leitung deutlich über dem hier berechneten Erwartungswert liegt und die Leitung insbesondere in Extremereignissen einen großen wirtschaftlichen Schaden vermeiden kann (dieses Vermeidungspotential wird anhand des CVaRs im Gutachten operationalisiert). Die Verteilung der vermiedenen Kosten ist in Abbildung 18 abschließend für die 1000 höchsten Werte dargestellt. Abbildung 18: Verteilung der vermiedenen Kosten (DolWin-Cluster) mit 200MW Verbindungsleitung 22

32 2.5.2 Ergebnisse Cluster BorWin Abbildung 19: Ergebnisse des BorWin-Clusters Im BorWin-Cluster ist eine optimale Leitungsdimensionierung von 400 MW sowohl für die Betrachtung des Erwartungswertes als auch bei der Auswertung der Verteilung anhand der Nutzenfunktion festgestellt worden. Der Barwert im Erwartungswert beträgt 100,8 Mio.. Der CVaR steigt sogar auf 288,3 Mio. und die Bewertung anhand der Nutzenfunktion erzielt 138,3 Mio Ergebnisse Cluster HelWin-SylWin Abbildung 20: Ergebnisse des HelWin-SylWin-Clusters Im Cluster ist eine optimale Leitungsdimensionierung von 200 MW sowohl für die Betrachtung des Erwartungswertes als auch die Auswertung der Verteilung anhand der Nutzenfunktion festgestellt worden. Der Barwert im Erwartungswert beträgt 16,1 Mio.. Der CVaR steigt auf 140,3 Mio. an. Die überproportionale Steigerung des CVaR gegenüber dem Erwartungswert lässt sich dadurch erklären, dass in diesem Cluster HelWin2 noch hohe Kapazitäten beim Ausfall der anderen Leitungen zum Abtransport von Einspeisung verfügbar sind. Die Nutzenfunktion erzielt 40,94 Mio.. Eine höhere Dimensionierung ist aufgrund der hohen 23

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