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09 | 2018

Erneuerbare Energien 3

Erneuerbare Energien 3 500 Bild 1 Ausbau der Offshore-Windenergie in den Niederlanden, Belgien, Deutschland, Dänemark und Großbritannien im Zeitraum 2009 bis 2017 [1]. 3 000 2 500 finanzielle Mittel für die Errichtung und den Betrieb von drei „Forschungsplattformen in Nord- und Ostsee“ (Fino) bereitgestellt. Die Plattform Fino 1 steht seit 2003 in der Nordsee, etwa 40 km nördlich von Borkum, in unmittelbarer Nähe des Offshore-Testfeldes Alpha Ventus. Die Plattform Fino 2 steht seit 2007 in der Ostsee, etwa 40 km nördlich von Rügen. Die Messergebnisse beider Plattformen wurden inzwischen ausgewertet. Die dritte Plattform, Fino 3, steht seit 2009 in der Nordsee, etwa 70 km westlich von Sylt. Dort werden die Untersuchungen weitgehend im Einklang mit bereits existierenden Messungen der beiden anderen Plattformen durchgeführt, um eine Vergleichbarkeit zu gewährleisten. Die gründlichen Auswertungen endeten mit einer Überraschung, denn in der Ostsee ist die mittlere Windgeschwindigkeit ungefähr so hoch wie in der Nordsee. Man hatte erwartet, dass in der Nordsee die mittlere Windgeschwindigkeit etwa 1 m/s höher sein würde. Statt dessen wurden in der Ostsee (Fino 2) 9,7 m/s gemessen und in der Nordsee (Fino 1) „nur“ 9,6 m/s. In der Nordsee wurden allerdings deutlich höhere Extremwerte gemessen. Diese relativ seltenen Ereignisse sind für den Stromertrag aber nicht so bedeutend wie die Windgeschwindigkeiten zwischen 10 und 15 m/s, die in der Ostsee häufiger auftreten als in der Nordsee. Für die Zahl der erreichten Volllaststunden ist dieser Geschwindigkeitsbereich wichtig, denn die meisten Offshore-Windturbinen erreichen erst bei 12 bis 13 m/s ihre Nennleistung [3]. Land Großbritannien Deutschland Dänemark Niederlande Belgien Schweden Gesamt Installierte Leistung [MW] 6 834 5 387 1 261 1 118 877 202 15 679 [W/Einw.] 107 67 225 66 78 21 83 Tabelle Status der Offshore-Windenergie in Nordeuropa (Stand: 31. Dezember 2017) [1]. 2 000 1 500 1 000 500 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Monatlich stark schwankende Kapazitätsfaktoren In diesem Zusammenhang ist die Betrachtung der monatlichen Kapazitätsfaktoren aufschlussreich. Das Verhältnis der monatlichen Stromerträge (MWh) zur Nennleistung (MW) des Windparks ergibt die Volllaststunden, und wenn man diese durch die Stunden eines Monats dividiert, erhält man den Kapazitätsfaktor. Einen Maßstab setzte das Offshore- Testfeld Alpha Ventus (60 MW) in seinem ersten Betriebsjahr. Der nördlich von Borkum gelegene Windpark produzierte 2011 insgesamt 267 GWh Strom, das entspricht 4 450 Volllaststunden und damit einem Kapazitätsfaktor von 50,8 %. Das ist deutlich mehr, als die Windparks an der deutschen Nordseeküste (rund 30 %) und im Binnenland (rund 20 %) erreichen [4]. Die Erträge der übrigen Windparks in Nord- und Ostsee waren lange Zeit unbekannt, doch seit kurzem werden sie veröffentlicht, zwar nicht im Detail, doch wenigstens summarisch. Bild 2 zeigt die monatlichen Kapazitätsfaktoren der deutschen, dänischen und britischen Windparks. Einen Spitzenwert erreichten die deutschen Windparks in Februar 2017 mit einem Kapazitätsfaktor von 67,9 %. Die Monate Juli bis September sind generell am schwächsten, vor allem rund um Großbritannien, wo der Kapazitätsfaktor im Juli und August auf 20 % absank [1]. Weil die deutschen Windparks in diesem Vergleich deutlich besser abschneiden als die britischen, liegt die Schlussfolgerung nahe, dass der Küstenabstand eine wichtige Rolle spielt. Die britischen Windparks liegen überwiegend in Küstennähe, während die meisten deutschen Nordsee-Windparks „hinter dem Horizont“ liegen und dadurch höhere Windgeschwindigkeiten nutzen können. UK Dänemark NL BE DE DK UK Deutschland Bild 2 Monatliche Kapazitätsfaktoren der deutschen, dänischen und britischen Windparks im Jahr 2017 [1]. 48 BWK Bd. 70 (2018) Nr. 9

Erneuerbare Energien Die in Cuxhaven hergestellten Maschinenhäuser der Offshore-Turbinen werden ausschließlich auf dem Seeweg transportiert. Das Spezialschiff Rotra Vente kann pro Fahrt acht Maschinenhäuser transportieren. Das erklärt aber nicht, warum die dänischen Windparks in den meisten Monaten besser abschneiden als die deutschen, denn die dänischen Windparks liegen ebenso wie die britischen überwiegend in Küstennähe. Möglicherweise sind die Windverhältnisse in der Ostsee aufgrund der erwähnten Verteilung der Windgeschwindigkeiten noch etwas günstiger für die Windenergienutzung als in der Nordsee. Um dem Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Kapazitätsfaktor auf den Grund zu gehen, müssten Langzeitmessungen neben jedem einzelnen Windpark durchgeführt werden, denn die drei stationären Forschungsplattformen in Nord- und Ostsee reichen für eine Analyse nicht aus. Seit einiger Zeit sind schwimmende Messstationen verfügbar, die die Windgeschwindigkeit mit einem Laserstrahl messen. Diese Lidar-Systeme (englisch, light detection and ranging) sind inzwischen so preisgünstig geworden, dass das verfügbare Wissen von Jahr zu Jahr rasch anwächst. Mithilfe gesicherter Erkenntnisse sollte es gelingen, den Kapazitätsfaktor langfristig zu steigern. Netzanbindung wird planmäßig ausgebaut Der Ausbau der Offshore-Windenergie in der deutschen Nord- und Ostsee geht planmäßig voran. Ende 2017 waren 5 387 MW ans Netz angeschlossen, und weil sieben weitere Windparks in den kommenden zwei Jahren voraussichtlich vollständig errichtet werden können, Bild: Siemens Gamesa kann die Bundesregierung ihr für 2020 gesetztes Ziel erreichen. Dann sollen 6,5 GW Leistung installiert sein. Im ersten Jahrzehnt der deutschen Offshore-Windenergie war der eigentlich zeitbestimmende Faktor nicht die Verfügbarkeit besonders leistungsstarker Windturbinen oder neuartiger Gründungsstrukturen, sondern die Netzanbindung. Bis auf drei kleinere Windparks in Küstennähe, die durch ein Drehstromkabel mit dem Einspeisepunkt an Land verbunden sind, war für alle anderen, oft mehr als 100 km von der Küste entfernten Windparks in der Deutschen Bucht eine Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) vorgesehen. Für keinen Offshore-Windpark außerhalb Deutschlands wurde diese aufwendige Art der Netzanbindung jemals erprobt. Die deutsche Energiewirtschaft musste also Pionierarbeit leisten und auch erhebliche Verzögerungen in Kauf nehmen, also Lehrgeld zahlen, aber nun scheinen alle Schwierigkeiten überwunden zu sein. Die Offshore-Windparks in der Nordsee werden durch die vom Offshore-Netzentwicklungsplan (O-Nep) definierten Projekte zusammengefasst. Von wenigen Ausnahmen abgesehen, werden jeweils zwei oder drei Windparks an eine Konverterstation angeschlossen. Drei stehen nördlich von Borkum (BorWin 1 bis 3), drei weitere nördlich des Dollart (DolWin 1 bis 3), zwei in der Nähe von Helgoland (HelWin 1 und 2) sowie eine westlich von Sylt (SylWin 1). Außerdem gibt es noch drei AC-Netzanbindungen mit Leistungen zwischen 60 und 113 MW. Es handelt sich um den Anschluss der drei kleineren Offshore-Windparks Alpha Ventus, Riffgat und Nordergründe. Nachträgliche Leistungssteigerung Vier Netzanbindungssysteme sind noch nicht voll ausgelastet. Das sollte eigentlich angesichts der hohen Kosten möglichst vermieden werden. Auffällig ist die große Differenz zwischen Kapazität und Auslastung am Netzanbindungssystem HelWin 2. Diese Konverterstation hat eine Nennleistung von 690 MW, doch wurde bisher erst ein Windpark mit 303 MW Leistung angeschlossen. Die bestehende Lücke wird voraussichtlich durch einen Windpark weitgehend geschlossen, der 325 MW leisten wird und dessen Fertigstellung bis 2022 geplant ist [5]. Die übrigen freien Kapazitäten sind jeweils kleiner als 100 MW. Die Planung und Errichtung eines zusätzlichen Windparks würde sich nicht lohnen. Aber es ist grundsätzlich möglich, die Nennleistung der angeschlossenen Windturbinen zu steigern. Aktuelle Beispiele sind die Windparks DanTysk und Sandbank, die westlich von Sylt liegen und an die Konverterstation SylWin 1 angeschlossen sind. Es handelt sich um bewährte Windturbinentypen des Herstellers Siemens, die bereits zu Hunderten in der Nord- und Ostsee errichtet worden sind. Die Nennleistung der 3,6-MW-Anlagen des Windparks Dan Tysk wurde nachträglich um 5 % gesteigert, sodass die Leistung des Windparks von 288 auf 302 MW anwuchs. Im Windpark Sandbank erfolgte die Leistungssteigerung der 72 Anlagen von 4,0 auf 4,2 MW, also insgesamt ebenfalls um 14 MW. Die Gesamtleistung der drei angeschlossenen Windparks übersteigt die Nennleistung der Konverter station nun um 28 MW. Es ist aber nicht damit zu rechnen, dass alle Windturbinen gleichzeitig mit Nennleistung laufen, sodass die Nennleistung der Konverterstation nicht überschritten wird. Falls erforderlich, wird man die Leistung einzelner Windturbinen herunterregeln, um die Konverterstation nicht zu überlasten [5]. BWK Bd. 70 (2018) Nr. 9 49

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