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Offshore-Strom dank Interkonnektoren bald noch effizienter?
Deutschland und Dänemark haben ihre Netze sowie mehrere Windparks mit ein und derselben Leitung verbunden

Rund um Nord- und Ostsee wollen Länder die riesige Quelle erneuerbarer Energie nutzen, die über das Meer weht. Nun wollen einige Netzbetreiber die Windernte mithilfe sogenannter Hybrid- oder Mehrzweck-Interkonnektoren noch effizienter machen, indem sie die Anschlussleitungen von Offshore-Windparks nutzen, um gleichzeitig nationale Stromnetze miteinander zu verknüpfen.

Den weltweit ersten Hybrid-Interkonnektor haben die Übertragungsnetzbetreiber 50hertz und Energinet zwischen Deutschland und Dänemark in der Ostsee installiert. Seit Oktober 2020 verbinden zwei 200 Megawatt-Kabel die Umspannplattformen der deutschen Offshore-Windparks Baltic 1 und 2 mit der des im Bau befindlichen dänischen Kriegers Flak – und damit auch die beiden nationalen Übertagungsnetze. Mitte Januar gaben die beiden Netzbetreiber gekannt, dass sie Deutschland und die geplante dänische „Energieinsel“ Bornholm (auf Englisch) mit einem ein zweiten Hybrid-Interkonnektor mit einer Leistung von zwei Gigawatt (GW) verbinden wollen.

Auch im Vereinigten Königreich und in den Niederlanden haben die beiden Netzbetreiber National Grid ESO (UK) und Tennet (NL) (auf Englisch) angekündigt, bis 2029 einen hybriden Offshore-Interkonnektor mit einer Übertragungsleistung von satten vier Gigawatt (GW) in Betrieb nehmen zu wollen.

Offshore-Gestehungskosten weiter senken

Derzeit befinden sich die Stromgestehungskosten auf See im Sinkflug (auf Englisch). Doch die gut erreichbaren, ertragreichen Areale in Küstennähe sind endlich, und bieten nicht ausreichend Platz für alle Pläne in Nordeuropa: Die Europäische Union will ihre Offshore-Erzeugungskapazität von heute 12 GW bis 2030 auf 60 GW verfünffachen. Davon sollen 20 GW in deutschen Gewässern stehen, 12 in dänischen und 11,5 in Niederländischen. Die Briten planen ihrerseits bis 2030 eine Vervierfachung auf 40 GW vervierfachen. Bis 2050 soll allein in der EU 300 GW Stromerzeugung auf See möglich sein.

Künftig werden Windparks also weiter draußen auf hoher See gebaut werden müssen. Das erhöht die Baukosten, insbesondere die der Netzanschlüsse. Und genau hier wittern Betreiber ein Win-Win-Szenario durch die Verbindung ihrer Stromnetze.

Ungenutzte Netzkapazitäten nutzen

Wie jede Stromerzeugungsanlage können auch Offshore-Windparks nur so viel Strom einspeisen, wie das Kabel zulässt, das sie mit dem Netz verbindet. Die Kapazität der Kabel muss also der des Windparks entsprechen. Nur erzeugen Windkraftanlagen selten am Limit.

In Großbritannien, dem größten Offshore-Windstromproduzenten der Welt ist der durchschnittliche Nutzungsgrad von Windparks auf See, und damit auch der Leitungen, laut einem Bericht der Liegenschaftsverwaltung der Britischen Krone (auf Englisch) in den letzten Jahren um ein Drittel gestiegen. Nun liegt er etwas unter 50 Prozent. Das bedeutet, dass weiterhin durchschnittlich die Hälfte der Kapazität ungenutzt bleibt. Genau die wollen die Netzbetreiber mit Mehrzweck-Interkonnektoren ändern. Im Durchschnitt stünde dann die Hälfte der Übertragungsleistung für den physischen Handel zwischen den beiden Strommärkten bereit.

Der geplante Mehrzweck-Interkonnektor zwischen Großbritannien und den Niederlanden würde also die Außenhandelskapazität des Vereinigten Königreichs um durchschnittlich 50 Prozent steigern. Derzeit nämlich verbinden vier herkömmliche Interkonnektoren mit einer Gesamtkapazität von vier Gigawatt das Land mit Frankreich, Irland und den Niederlanden.

Mehr Volatilität, mehr Konstanz

Der internationale Stromhandel gewinnt mit dem steigenden Anteil von Wind- und Sonnenkraft im Strommix an Bedeutung. Denn je größer der geografische Einzugsbereich der Stromversorgung mit volatilen Energiequellen ist, umso wahrscheinlich ist es, dass zu jedem Zeitpunkt eine dieser Stromquellen verfügbar ist.

Das gilt auch für den als zuverlässig geltenden Offshore-Windstrom. In ihrem Offshore Wind Outlook 2019 (auf Englisch) geht die Internationale Energie Agentur IEA sogar so weit, diese Stromquelle als grundlastfähig zu bezeichnen. Allerdings gibt es auch auf See Flauten, und je größer die Kapazität ist, desto größer können auch die Schwankungen – zumal in einem begrenzten Areal – sein. Damit wächst der Bedarf nach Möglichkeiten, Windkraft dorthin zu leiten, wo sie benötigt wird, damit sie nicht verloren geht, beziehungsweise Strom bei Flaute aus anderen Quellen zu beziehen.

Zum einen Teil sollen die Schwankungen durch Stromspeicher ausgeglichen werden oder auch durch die Erzeugung synthetischer Energieträger wie grünen Wasserstoffs , die bei Bedarf, zum Beispiel in Gaskraftwerken, wieder zur Stromerzeugung genutzt werden können. Interkonnektoren sind ein bewährtes und effizientes Mittel, diesen Ausgleich – ohne Umwandlungs- und mit geringen Übertragungsverlusten – über nationale Grenzen hinweg zu vollziehen. Aber das funktioniert nur, wenn die Kapazität dem Transferbedarf entspricht.

Ein Offshore-Übertragungsnetz?

Mit dem Rückgang bedarfsgerecht abrufbarer Erzeugungskapazität dürfte dieser Bedarf wachsen, weil die geografische Verteilung der Energiequellen ungleichmäßig ist: Windkraft ist in Europa vor allem im Norden verfügbar, Sonnenkraft im Süden und Wasserkraft, die auch als Speicher dient, in den Alpen. Ihre unterschiedlichen Erzeugungsprofile ergänzen sich aber sehr gut. Zusammen, argumentiert auch der europäische Branchenverband der Netzbetreiber ENTSO-E in ihrem alle zwei Jahre vorgestellten Zehn-Jahres-Entwicklungsplan (auf Englisch), würden sie eine sehr robuste, erneuerbare Stromversorgung ergeben.

Ein Offshore-Netz aus Mehrzweck-Interkonnektoren würde zu diesen Plänen passen. Die höhere Auslastung der Windparks und die größere Effizienz der Kabel könnten zudem die Durchschnittskosten von Offshore-Strom und damit die Verbraucherpreise senken.

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