DolWin epsilon ist das technologische Herzstück der Offshore-Netzanbindung DolWin5 und wird zurzeit in der Werft von Aibel in Norwegen technisch final ausgestattet, um sie für den Transport und die Installation in der deutschen Nordsee vorzubereiten. Tennet-Geschäftsführer Tim Meyerjürgens hatte dazu politischen Besuch aus Deutschland zu einem Werft-Besuch im norwegischen Haugesund eingeladen. Vor Ort machte sich die Besuchergruppe um Tobias Goldschmidt, Minister für Energiewende, Klimaschutz, Umwelt und Natur des Landes Schleswig-Holstein sowie Vertreter aus Bundes- und Landespolitik ein Bild von Technik, Aufbau und Dimension der Plattform.
Herr Meyerjürgens, die Offshore-Plattform DolWin epsilon beeindruckt in vielerlei Hinsicht. Was ist Ihrer Meinung das außergewöhnlichsten daran?
Ich habe die gesamte Offshore-Entwicklung von Beginn an begleitet und bin immer wieder fasziniert von der Technologie. Im Vergleich zu den ersten Plattformen haben wir inzwischen eine Menge Erfahrungen gesammelt, vor allem in der Betriebsphase. Als wir die erste Plattform gebaut haben, waren wir Frontrunner, es gab dazu keine Erfahrungswerte und dennoch wurde vieles von Anfang an sehr effizient aufgebaut. Aber die Betriebserfahrung hat gefehlt. In den heutigen Plattformen spiegelt sich die Betriebserfahrung der vergangenen 15 Jahre wider. Man sieht, dass vieles jetzt durchdachter ist, weil die Abläufe jetzt bekannt sind und man auch weiß, was zu verändern war, wenn man zum Beispiel im Betrieb Komponenten austauschen will.
Bei den künftigen Plattformen wird kein Umspannwerk mehr gebraucht? Wie ist das möglich?
Früher betrug die Ausgangsspannung von Windparks 33 Kilovolt. Um den Strom zu unserer Plattform zu transportieren, musste ein Umspannwerk des Windparks den Strom von 33 auf 155 Kilovolt hochspannen. Durch die technische Innovation auf Seiten der Windparks können wir heute auf 66 Kilovolt gehen und die reichen aus, um den Abstand bis zu unserer Plattform zu überbrücken. Daher können wir die Kabel direkt in unsere Plattform einführen und auf ein Umspannwerk verzichten. Damit entstehen auf beiden Seiten Kostenvorteile, von denen auch die Strom-Kunden profitieren.
Von welcher Größenordnung sprechen wir hier?
Mit dem Verzicht auf ein Umspannwerk auf See kann man so etwa 250 bis 300 Millionen einsparen.
Beim Thema Konverterplattform kommen in Zukunft zum ersten Mal die Zwei-Gigawatt-Standard-Anschlüsse ins Spiel, was hat es damit auf sich?
Wir haben mit all der Erfahrung, die wir aus dem Betrieb der bisherigen Plattformen gesammelt haben, überlegt, wo müssen wir hin, damit wir die Ziele der Bundesregierung überhaupt noch rechtzeitig schaffen können. Und der wichtigste Schritt ist, die Leistung von 900 Megawatt jetzt auf 2000 Megawatt in der neuen Generation zu erhöhen. Genauso wichtig ist die Standardisierung. Wir haben praktisch anders als früher, das technische Design schon im Vorfeld erstellt und vorgegeben, das zu allen drei Großlieferanten passt, also zu Siemens Energy, Hitachi Energy und GE Vernova.
Welche Vorteile hat das?
Dadurch können sich unsere Lieferanten auf ein einziges Design konzentrieren. Wir stellen dieses Design auch den anderen deutschen sowie europäischen Übertragungsnetzbetreibern zur Verfügung. Es gibt natürlich keine Verpflichtung, das zu nutzen, aber jeder, der Interesse hat, kann es übernehmen. Das hat den Vorteil, dass nicht jeder Netzbetreiber unsere Lernkurve durchlaufen muss und die Hersteller sich auf die Fertigung konzentrieren können, anstatt für jeden Kunden ein neues Design zu erstellen.
„Die Bundesregierung will, dass bis 2045 70 Gigawatt an Windkraft in der Nordsee errichtet werden. Das deutsche Seegebiet ist vom Platz allerdings ziemlich begrenzt.“
Sie haben kürzlich gesagt, dass man vom Offshore-Ziel der Bundesregierung von einem Gigawatt-Ausbau hin zu einem Terawattstunden-Ziel abweichen könne. Wie ist das zu verstehen?
Die Bundesregierung will, dass bis 2045 70 Gigawatt an Windkraft in der Nordsee errichtet werden. Das deutsche Seegebiet ist vom Platz allerdings ziemlich begrenzt. Ursprünglich war das Ziel mal 45 Gigawatt installierte Leistung. Durch diesen Anstieg auf 70 Gigawatt musste das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, das für die Raumordnung zuständig ist, überlegen, wie man so viele Windräder auf den begrenzten Platz bauen kann. Jetzt hat man also die Flächen verdichtet, die Windräder rücken näher zusammen, aber so kommt es zu Abschattungseffekten vom einen Windrad auf das andere.
Was bedeutet das konkret?
Damit sinkt der Energieertrag der einzelnen Windenergieanlagen. Zudem weht der Wind auch in der Nordsee ja nicht permanent. In der Vergangenheit hat man in der Nordsee die Windparks mit 4000 bis 4500 Volllaststunden pro Jahr ausgelegt. Studien des Bundesamts für Seeschifffahrt zeigen nun, dass mit der Verdichtung diese Stunden auf 2500 – in einigen Fällen sogar auf 2200 – abnehmen. Das heißt, die Anlagen, die bisher zu 50 Prozent der 8760 Stunden eines Jahres ausgelastet waren, werden künftig nur noch zu 25 Prozent ausgelastet sein. Die Windenergieanlagen und auch unsere Netzanschlüsse bedürfen jedoch relativ hoher Investitionen. Lastet man beides nicht richtig aus, ist das Ganze weniger effizient.
Was wäre die Lösung?
Wir schlagen daher vor, man sollte besser den Energieertrag der heute in der Raumordnung geplanten Flächen mit 70 Gigawatt installierter Leistung, das wären in etwa 2000 Terawattstunden im Jahr, zum Ziel zu erklären und nicht die installierte Leistung. Dann könnte man überlegen, wie man die Flächen wieder entzerren könnte. Das heißt, man bräuchte künftig weniger Windenenergieanlagen und damit auch weniger Netzanschlüsse und könnte trotzdem genauso viel übertragen – das wäre deutlich kosteneffizienter.
Sie plädieren außerdem für ein vermaschtes Stromnetz offshore und auch onshore. Wie soll das funktionieren?
Was wir heute bei den Offshore-Netzanbindungen bauen sind sogenannte Punkt-zu-Punkt-Verbindungen. Das heißt, vom Windpark wird mittels Kabel der Strom an Land transportiert. Damit kann man nur die Energie übertragen, die direkt angeschlossen ist. Das bedeutet wiederum, selbst bei 4500 Volllaststunden im Jahr wird das System nur die Hälfte der Zeit im Jahr genutzt – bei Verschattungs-Effekten sogar noch weniger. Wenn ich die Anlage aber zusätzlich auch mit einem anderen Land verbinde, dann braucht man nur wenige Kilometer Kabel zusätzlich zu installieren. Mit so einem Lückenschluss kann ich die nicht genutzte Kapazität zu 50 bis 60 Prozent über den Stromhandel auffüllen. Denn bisher ist die Verbindung nur dazu da, den Strom von den Windrädern auf See in Richtung Land zu transportieren, aber nie anders herum. Mit Interkonnektoren und eingebundenen Windparks können wir Strom in beide Richtungen transportieren und so Stromhandel ermöglichen. Damit drücken wir die Kosten des Gesamtsystems.
„Im Vorfeld kann man das natürlich nicht so einfach prognostizieren, aber wir sehen in den nächsten drei bis fünf Jahren eine angespannte Situation.“
Kommen wir zu den Redispatch-Maßnahmen: 2022 hatten wir hier Rekordsummen, 2023 war es zwar nicht so teuer, aber dennoch nochmals mehr Abschaltungen. Wie entwickelt sich 2024?
Im Vorfeld kann man das natürlich nicht so einfach prognostizieren, aber wir sehen in den nächsten drei bis fünf Jahren eine angespannte Situation. Der Redispatch ergibt sich schließlich aus Engpässen im Onshore-Bereich, also gerade in der Mitte Deutschlands. Wir bekommen zu wenig Leistung von Norddeutschland nach Süddeutschland transportiert und immer, wenn wir einen Engpass haben und die Leistung nicht transportieren können, müssen wir eingreifen. Deswegen regeln wir Anlagen in Norddeutschland ab. In Süddeutschland werden dafür Kraftwerke, die eigentlich nicht am Netz sind, gestartet, damit der Markt bedient wird und der Stromverbrauch im Süden befriedigt werden kann. Und wir bezahlen sowohl für die Abregelung im Norden als auch für das Anfahren im Süden, was eine Menge Geld kostet.
Was wäre die Lösung?
Die Maßnahme dagegen ist Netzausbau, weswegen wir das Netz massiv ausbauen. Wir sehen aber auch aufgrund der momentan angespannten Lage, dass wir bei Netzausbauprojekten zum Teil temporäre Leitungs-Abschaltungen brauchen, damit wir neue Leitungen überhaupt einbinden können. Diese Situation werden wir sicherlich noch drei, vier Jahre haben. Maßgeblich wird sich erst etwas mit der Inbetriebnahme der großen Leitungen SuedLink und SuedOstLink ab Ende 2028 bzw. 2027 ändern, wenn es dadurch eine deutliche Entlastung bei den Engpässen gibt.
Gibt es Möglichkeiten, diese drei bis vier Jahre etwas schneller zu überbrücken?
Hier hilft es nur, das Netz schnell auszubauen, weil wir diese physischen Engpässe überwinden müssen.
Zwei Strompreiszonen sind hier keine Option?
Die Bildung von zusätzlichen Strompreisen ist natürlich eine Möglichkeit, das Problem des Redispatch zu lindern. Das sieht man in vielen Ländern, die unterschiedliche Strompreiszonen haben. Eine solche Lenkungswirkung wird aber einige Jahre dauern. Erst muss definiert werden, was sind die Zonen, dann muss man das Ganze umsetzen und das entfaltet erst seine Wirkung, wenn der Strommarkt darauf reagieren kann und in der Folge stromintensive Branchen ihre Investitionsentscheidungen dorthin ausrichten, wo die Strompreise günstiger sind. Wir sprechen jetzt aber über einen Zeitraum von nur wenigen Jahre, bis wir das Netz massiv ausgebaut haben. Und wenn wir die großen Verbindungen in Betrieb haben, müssten die Preiszonen wahrscheinlich wieder angepasst werden. Dann ergäbe sich dann wieder eine andere Lenkungswirkung. In der aktuellen politischen Diskussion zeigt sich aber, dass das Thema einiges an Konfliktpotenzial zwischen Bundesländern birgt. Ich bin eher skeptisch, ob uns Strompreiszonen weiterbringen.
„Unser Eigentümer sind zu 100 Prozent die Niederlande und dort gibt es natürlich das Problem, den Wählern zu erklären, warum man mit öffentlichen Geldern die deutsche Energiewende vorfinanzieren soll.“
Die Übernahme von Tennet durch die Bundesregierung ist ja gescheitert. Wie bewerten Sie das?
Wir haben enorme Investitionen vor uns und wir sind im wesentlichen Fremdkapital- finanziert. Um unser Kreditranking zu erhalten, um Zugang zu Fremdkapital zu erhalten, müssen wir daher unser Eigenkapital mitführen. Unser Eigentümer sind zu 100 Prozent die Niederlande und dort gibt es natürlich das Problem, den Wählern zu erklären, warum man mit öffentlichen Geldern die deutsche Energiewende vorfinanzieren soll. Deswegen hat unser Eigentümer immer gesagt, wir wollen zumindest für den deutschen Teil eine andere Lösung haben, um Eigenkapital bereitzustellen. Nun hatte die deutsche Regierung Interesse angemeldet und die Niederlande haben erstmal nur mit Deutschland gesprochen. Diese Gespräche haben sich über einige Zeit hingezogen. Final gab es keine Einigung. Jetzt haben wir Klarheit, dass dieser Prozess beendet ist und wir uns andere Möglichkeiten suchen, um Eigenkapital für den deutschen Teil von TenneT zu generieren.
Wie geht es weiter?
Wir schauen uns am Finanzmarkt um, ob es geeignete Finanzinvestoren gibt, die Interesse haben. Eine weitere Option ist, an die Börse zu gehen. Aktuell sind wir in Gesprächen mit potenziellen Investoren. Aber der niederländische Staat hat auch immer betont, bis wir eine Lösung haben, steht er zur Verfügung, sodass wir für die Investitionen in diesem und im nächsten Jahr 25 Milliarden Euro im Frühjahr zur Verfügung gestellt bekommen haben. Sollte es noch länger dauern, werden wir das auch weiterhin mit unserem Eigentümer besprechen. Es hat also keinerlei Auswirkungen auf unsere aktuellen Aufgaben und wie wir das Netz ausbauen.
Die Fragen stellte Stephanie Gust
