Zukünftige Rahmenbedingungen für die Auslegung von Offshore-Windparks und deren Netzanschlusssystemen

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1 WP&More WindPower & More Consulting Zukünftige Rahmenbedingungen für die Auslegung von Offshore-Windparks und deren Netzanschlusssystemen Erste Projektergebnisse zur begleitenden Veröffentlichung mit dem Entwurf des Flächenentwicklungsplans

2 1. Bestimmung der voraussichtlich zu installierenden Leistung Erste Ergebnisse aus der Überprüfung der vorgeschlagenen Methodik aus dem Vorentwurf Flächenentwicklungsplan

3 Problemstellung Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) übernimmt auf der Grundlage des Gesetzes zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (WindSeeG) die Aufgabe der zentralen Entwicklung von Flächen für die Errichtung und den Betrieb von Windenergie auf See. Das BSH legt Flächen für die Nutzung durch Windenergie und die jeweils voraussichtlich zu installierende Leistung fest ( 5 WindSeeG). Der Ausbau der Windenergie auf See soll»flächensparsam«( 4 WindSeeG) und»kosteneffizient«erfolgen ( 1 WindSeeG). Die Autoren befassen sich im Auftrag des BSH mit der Fragestellung nach einer geeigneten Methodik zur Bestimmung der voraussichtlich zu installierenden Nennleistung pro Fläche (Leistungsdichte), mit dem Ziel, den o.g. Anforderungen gerecht zu werden. Die Untersuchung dieser Fragestellung ist noch nicht abgeschlossen. Die vorliegende Darstellung basiert auf ersten Zwischenergebnissen und ist stark verkürzt. Für nähere Informationen wird auf den Zwischenbericht* verwiesen. * Der Zwischenbericht wird zu einem späteren Zeitpunkt im Jahr 2018 auf den Internetseiten des BSH veröffentlicht 3

4 Kernindikatoren Von den Autoren wird vorgeschlagen, die Flächensparsamkeit anhand des Indikators Energiedichte zu bewerten. Die Energiedichte bezieht den zu erwartenden mittleren jährlichen Energieertrag auf die Windparkfläche und dient als Indikator für die Flächeneffizienz. Eine höhere Energiedichte entspricht dabei einer höheren Flächeneffizienz. Die Energiedichte wird in Gigawattstunden pro Quadratkilometer und Jahr (GWh/km²/a) angegeben. Zur Bewertung der Kosteneffizienz wird der Indikator Stromgestehungskosten (LCOE) vorgeschlagen. Die Stromgestehungskosten setzen die zu erwartenden Kostenströme ins Verhältnis zu den zu erwartenden Energieerträgen. Niedrigere Stromgestehungskosten entsprechen einer höheren Kosteneffizienz. Die Stromgestehungskosten werden mittels Kapitalwertmethode errechnet und in Euro-Cent pro Kilowattstunde (ct/kwh) angegeben. Dabei beinhalten die Stromgestehungskosten sowohl die Kosten für die Errichtung und den Betrieb eines Windparks als auch die Kosten für die Errichtung und den Betrieb der Netzanbindung bis zum landseitigen Netzverknüpfungspunkt. 4

5 Windpark-Varianten Die Analyse beruht auf der Untersuchung unterschiedlicher Varianten fiktiver Windparks auf See. Es wird der Einfluss der Parameter anzusetzende Leistungsdichte sowie spezifische Flächenleistung (Anlagennennleistung bezogen auf die überstrichene Rotorfläche) auf die Kernindikatoren untersucht. Hierfür wird der zu untersuchende Parameter ceteris paribus variiert. Auf Basis von Analysen zur Technologieentwicklung wurde für den Referenzzeitraum 2026 bis 2030 ein Rotordurchmesser von 200 m angenommen. Alle untersuchten Windparks haben eine quadratische oder annähernd quadratische Grundfläche mit einer Gesamtfläche von etwa 90km². Die Einzelanlagen sind in einem regelmäßigen Gitter angeordnet (s. Abb.). Die Abstände benachbarter Anlagen sind als relative Abstände angegeben (Abstand bezogen auf den Rotordurchmesser). 5

6 Methode zur Ermittlung von Energiedichte und Stromgestehungskosten Für die Berechnungen der Energieerträge wird die Software WindFarmer verwendet. Es wird das Parkmodell Eddy-Viscosity in Kombination mit einer Korrektur zur Berücksichtigung großer Windparks angewandt. Die verwendeten Windzeitreihen basieren auf Windmessungen auf der Forschungsplattform FINO1 in einer Höhe von 105m. Die relevante sechsjährige Messperiode ( bis ) wurde hinsichtlich der langjährigen Variation untersucht und mit Mesoskalen-Datensätzen von EMD ConWx auf eine 25-jährige Periode ( bis ) langzeitbezogen. Basierend auf den Ergebnissen der Energieerträge wurden die Stromgestehungskosten errechnet. Hierbei wurde auf der Methodik aufgebaut, die auch im aktuellen EEG- Erfahrungsbricht Windenergie auf See* angewendet wurde. Die verwendeten Kostenparameter stammen aus der breiten in diesem Rahmen erhobenen Datenbasis und wurden entsprechend den Analysen zur Technologieentwicklung extrapoliert. Für weitere Details zu den zugrunde gelegten Annahmen wird auf den bereits auf Folie 3 erwähnten Zwischenbericht verwiesen. * blob=publicationfile&v=6 6

7 Flächendefinition Für die Interpretation der Leistungsdichte sowie der Energiedichte ist die Flächendefinition entscheidend. Die Angaben des BSH im Vorentwurf des Flächenentwicklungsplans zur nominellen Leistungsdichte beziehen sich auf die in der nebenstehenden Abbildung blau dargestellte Fläche (A). Die hier dargestellten korrigierten Leistungs- und Energiedichten beziehen sich auf die rot dargestellte Fläche (A*), da nur diese Definition die Vergleichbarkeit unterschiedlicher Flächenformen und - größen ermöglicht. Eine ausführliche Erläuterung zur Flächendefinition und ihren Implikationen findet sich im Hintergrundbericht* eines im Rahmen des EU-Projektes Baltic LINes durchgeführten Gutachtens. Deutsche WindGuard GmbH 2018 * Density of European Offshore Windfarmslr.pdf 7

8 Korrigierte Energiedichte (normiert auf den Basisfall) Stromgestehungskosten (normiert auf den Basisfall) Ergebnisse: Einfluss der Leistungsdichte Die Wahl der im internationalen Vergleich hohen Leistungsdichten basiert auf den im»vorentwurf Flächenentwicklungsplan 2019«vorgeschlagenen Abstufungen der nominellen Leistungsdichte von 10 MW/km², 14 MW/km² und 17 MW/km². Die Diagramme stellen die niedrigeren korrigierten Leistungsdichten dar. Als Basisfall wurde eine nominelle Leistungsdichte von 14 MW/km² und eine spezifische Flächenleistung der Anlagen von 382 W/m² angenommen. Die Energiedichte und Stromgestehungskosten nehmen mit steigender Leistungsdichte zu. Die relative Zunahme der Energiedichte ist deutlich stärker ausprägt als die relative Zunahme der Stromgestehungskosten. 130% 120% 119,4% 130% 120% 110% 100% 100,0% 110% 100% 95,9% 100,0% 104,1% 90% 90% 80% 71,5% 80% 70% Korrigierte Leistungsdichte in MW/km² 70% Korrigierte Leistungsdichte in MW/km² Hinweis: Bei dieser Betrachtung bleiben die Anlagenleistung (12 MW) und der Rotordurchmesser (200 m) konstant (Basiskonfiguration). Die Leistungsdichte wird wie beschrieben variiert. 8

9 Korrigierte Energiedichte (normiert auf den Basisfall) Stromgestehungskosten (normiert auf den Basisfall) Ergebnisse: Einfluss der spezifischen Flächenleistung Die Wahl der spezifischen Flächenleistung orientiert sich an aktuellen Windenergieanlagen. Als Basisfall wurde eine nominelle Leistungsdichte von 14 MW/km² und eine spezifische Flächenleistung von 382 W/m² angenommen. Die Energiedichte und Stromgestehungskosten nehmen mit steigender spezifischer Flächenleistung ab. Die relative Abnahme der Energiedichte ist deutlich stärker ausgeprägt als die relative Abnahme der Stromgestehungskosten. 130% 130% 120% 120% 110% 100% 106,5% 100,0% 93,9% 110% 100% 100,8% 100,0% 99,0% 90% 90% 80% 80% 70% Spez. Flächenleistung in W/m² 70% Spez. Flächenleistung in W/m² Hinweis: Bei dieser Betrachtung wird die Anlagenleistung bei konstantem Rotordurchmesser (200 m) variiert (10 MW, 12 MW und 14 MW). Die Leistungsdichte wird konstant gehalten. 9

10 LCOE NORMIERT AUF DEN BASISFALL Ergebnisse: Leistungsdichte - Sensitivität der LCOE Die Sensitivität der LCOE bezüglich der Leistungsdichte ist geringer als bezüglich der Investitionskosten (CAPEX),der Kapitalkosten (WACC) oder der Betriebskosten (OPEX) Der Effizienznachteil, der durch eine Steigerung der Leistungsdichte von 14 auf 17 MW/km² entsteht, kann in seiner Wirkung auf die LCOE ausgeglichen werden durch z.b. 4 % Verringerung der CAPEX 8 % Verringerung der WACC 10 % Verringerung der OPEX oder Mischungen daraus. Sensitivität der LCOE im Basisfall WACC OPEX CAPEX Leistungsdichte 120% 115% 114,2% 110% 107,0% 105% 105,4% 100% 104,1% 95,9% 100,0% 95% 92,6% 90% 91,0% 85% 80% 80,5% 75% -29% B A S IS +2 1 % 10

11 Erste Schlussfolgerungen In den untersuchten Varianten geht eine höhere Energiedichte stets mit höheren Stromgestehungskosten einher. Flächensparsamkeit und Kosteneffizienz stellen in den bislang betrachteten Konfigurationen konkurrierende Ziele dar. Die Wahl der Leistungsdichte erfordert daher eine Gewichtung der Anforderungen Flächensparsamkeit und Kosteneffizienz aus dem WindSeeG. Die bisher durchgeführten Untersuchungen kommen zu dem Schluss, dass die Energiedichte sensitiver auf die Variationen der spezifischen Flächenleistung und der Leistungsdichte reagiert als die Stromgestehungskosten. Die Sensitivität der Stromgestehungskosten bezüglich der Leistungsdichte wird bei ansonsten gleichbleibenden Parametern geringer eingeschätzt als bezüglich anderer Kostenparameter, wie den Kapitalkosten, den Gesamtinvestitionskosten oder den Wartungskosten. In den betrachteten Fällen ist die Leistungsdichte der zentrale Parameter, der auf die Energiedichte und Stromgestehungskosten wirkt. Ist eine Leistungsdichte festgelegt, kann diese durch die Entwickler mit Turbinenkonfigurationen unterschiedlicher spezifischer Flächenleistung umgesetzt werden. Diese wirkt zwar wiederum auf die Energiedichte und Stromgestehungskosten, jedoch in geringerem Maße als die Festlegungen zur Leistungsdichte. 11

12 Anmerkungen zur vorgeschlagenen Methodik zur Leistungsbestimmung Die folgenden Anmerkungen beziehen sich auf die Methodik zur Leistungsbestimmung lt.»vorentwurf Flächenentwicklungsplan 2019 «, Abschnitt * Der Vorschlag des BSH im Vorentwurf des FEP sieht vor, eine Fläche hinsichtlich der Kriterien»Flächengeometrie«und»Windhöffigkeit«zu bewerten und ihr darauf basierend eine Leistungsdichte zuzuweisen. Dabei werden beide Kriterien in jeweils einem Parameter zusammengefasst und basierend auf einem Schwellenwert nach einem 0/1-Prinzip bewertet. Aufgrund der Vielzahl unterschiedlicher Faktoren, welche beide Kriterien beeinflussen, erscheint den Autoren eine solche Vereinfachung nicht zielführend. Die Festlegung der im Vorentwurf gewählten Schwellenwerte für den Flächenparameter (Fläche/Umfang) von 0,6 km und den Verschattungsgrad von 4 ist auf der dargestellten Basis schwer begründbar. Eine wirkungsvolle Steuerung von Flächensparsamkeit und Kosteneffizienz mittels einer hinsichtlich des Verschattungsgrads differenzierten Leistungsdichte erscheint aufgrund der Ungenauigkeit der Ertragsmodelle, der Unsicherheit der Kostenannahmen und der Spielräume der Projektentwickler mit großen Herausforderungen verbunden. * blob=publicationfile&v=3 12

13 Vorschlag einer alternativen Methodik zur Leistungsbestimmung Festlegung einer einheitlichen korrigierten Leistungsdichte (p ) als Richtwert*. Es erfolgt keine Differenzierung hinsichtlich der Lage und Verschattung eines Windparks. Flächenspezifische Umrechnung (siehe Abb.) auf nominelle Leistungsdichte (p). Dies erfordert die Festlegung eines Referenzdurchmessers (D). Dieser kann der beobachteten Entwicklung angepasst werden. p = A A p Deutsche WindGuard GmbH 2018 * Für weitere Erläuterungen zum einheitlichen Richtwert wird auf den Zwischenbericht (siehe Folie 3) verwiesen 13

14 2: Standardisierte Technikgrundsätze der Netzanbindung Erste Ergebnisse zur Entwicklung von Netzanbindungssystemen auf Basis recherchierter öffentlicher Informationen (ohne Gewähr für Vollständigkeit und Aktualität) 14

15 Mrd Weltmarkt für Hoch- und Höchstspannungskabel ( HVAC und HVDC / onshore und Offshore ) Für Kabelherstellung Hightech-Know- How notwendig Südkabel NKT Prysmian JDR Cable Systems Langjährige regionale Dominanz einzelner Akteure Brugg J-Power Systems SHCC Show VISCAS Weltweite starke Konsolidierung festzustellen Bspw. Prysmian: Pirelli + Siemens + Philips Cable + Draka + General Cable + Silec + NSW Southwire Nexans Umsatz* LS Cable & System Taihan Electric Wire EU-Kartellverfahren mit Bußen wegen weltweiter und regionaler Marktaufteilung im Jahr gemeinsam ~68% 0 Öffentlich verfügbare Informationen nehmen eher ab Nicht verfügbar * letzter verfügbarer Wert (zumeist 2017), Wechselkurs vom

16 Recherche zeigt, dass sich Kabel mit höheren Leistungen aktuell in der Testphase / Präqualifikationsphase befinden Leistung [MW] DC-Kabel von vier Herstellern in unterschiedlichen Spannungs- und Leistungsklassen im Fokus Aktuell in Projekten verwendete Kabel bis zu einer Spannung von 525 kv mit MW (bspw. NordLink) Sowohl XLPE als auch MI-Kabel in der Anwendung Typprüfung nach Cigre TB 496 bereits für HVDC-Kabel bis zu 700kV (bis MW) Auch PPL-Lösungen (Papier- Polypropylen- Laminiert) verwendet Marktreife dieser Lösungen noch nicht abschätzbar Verfügbare DC-Kabel Spannung [kv] Teststatus Hersteller 1 Hersteller 2 Hersteller 3 Hersteller 4 Noch nicht in Anwendung 16

17 Es existiert eine hohe Anzahl an Herstellern für offshore AC-Kabel im Bereich bis zu 400 kv. Es existiert im Vergleich zu DC-Kabel- Herstellern eine hohe Anzahl von AC- Kabel-Herstellern. Literaturrecherche (ohne Anspruch auf Vollständigkeit) zeigt, dass über alle Spannungsebenen verschiedene Anbieter existieren. Insbesondere im für Auslegung zukünftiger Windparks relevanten Bereich hoher Spannungsebenen (400 kv) bieten alle Hersteller an. Exemplarische Projekt-Übersicht Spannung Leiter Typ Hersteller 1 steller 2 steller 3 steller Her- Her- Her kv 3 XLPE 66 kv 3 XLPE 110 kv 3 XLPE 132 kv 3 XLPE 155 kv 3 XLPE 220 kv 3 XLPE 220 kv 1 XLPE 275 kv 3 XLPE 275 kv 1 XLPE 400 kv 3 XPLE 400 kv 1 XLPE / MI 17

18 Vier Hersteller besetzen einen Großteil des Marktes für Offshore-Konverter-Stationen. Leistung [MW] Bislang drei Anbieter für HVDC-VSC: ABB, GE, Siemens; Markteintritt von Mitsubishi angekündigt. (Toshiba bislang nur HVDC-LCC für Offshore- Interkonnektoren) HVDC für Offshore-Kabel auf VSC-Basis Leistungen reichen zwar bis MW und ±525 kv; Konverter sind jedoch Onshore platziert (Nord.Link) Im reinen Onshore-Bereich haben die Hersteller bereits deutlich größere Konverter im Angebot (i.d.r. LCC + Freileitung), bspw. ±1.100 kv, 12 GW, Changji-Guquan UHDC bis ±800 kv, 8 GW (Herstellerinformation) Verfügbare Konverterstationen Konverter offshore Spannung [kv] Hersteller 1 Hersteller 2 Hersteller 3 Hersteller 4 LCC (alles übrige VSC) Konverter onshore

19 Mit HVDC-GIS kann der Platzbedarf deutlich verringert werden. Strom [ka] Wesentlicher Aspekt des Raumbedarfs betrifft die aktuell in der AIS-Technologie ausgeführten Schaltanlagen. HVDC-GIS seit einigen Jahren entwickelt: Bis zu 70% weniger Fläche und bis zu 95% weniger Volumen Öffentliche Herstellerangaben zu Kostensenkungspotentialen sind nicht vorhanden. Im wesentlichen drei Hersteller mit öffentlich verfügbaren Informationen: ABB, Siemens, Toshiba Exemplarische Übersicht Spannung [kv] Hersteller 1 Hersteller 2 Hersteller : Abschluss Kartellverfahren (alle großen GIS-Hersteller involviert)

20 Zwischenfazit nach Analyse öffentlich verfügbarer Informationen Fazit DC-Kabel Bis 525 kv Kabel von mehreren Herstellern verfügbar 320 kv ist als Standard anzusehen Fazit AC-Kabel Bis 400 kv Kabel von mehreren Herstellern verfügbar + Vorteile ggü. 220 kv: annähernd Verdopplung Übertragungskapazität - Nachteil ggü. 220 kv: Hoher Blindleistungsbedarf Fazit Konverterstationen VSC-Konverter mit ±320 kv bleiben für Inbetriebnahme Standard Fazit GIS HVDC-GIS mit 320 kv für Inbetriebnahme bis 2030 weiter als Standard Noch kein Leistungsschalter mit physikalischer Trennung vorhanden Fazit Wettbewerb Offshore-HVDC-VSC-Technik bislang nur in AWZ der deutschen Nordsee angewendet Geringe Anzahl von Anbietern für Kernkomponenten und nur ein Übertragungsnetzbetreiber als Abnehmer Keine idealen Voraussetzungen für hohe Wettbewerbsintensität Gesamtbewertung HVDC-Leistung: MW mit ±320 kv erscheinen machbar In Deutschland Leiterquerschnitte bis mm²-verlegt, weltweit bis mm² eingesetzt Fertigungsanlagen für mm² bei den in Europa bislang aktiven Kabelherstellern verfügbar Konverterseitige Erhöhung der Ströme erscheint machbar Gespräche mit ÜNB und Herstellern zur weiteren Analyse notwendig 20