Vorentwurf Flächenentwicklungsplan 2020 für die deutsche Nord- und Ostsee - Hamburg, 19. Juni 2020
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Vorentwurf Flächenentwicklungsplan 2020 für die deutsche Nord- und Ostsee Hamburg, 19. Juni 2020
Fotos: 50 Hertz, Sebastian Fuhrmann
Inhalt I Inhalt 1 Einleitung 1 2 Verfahren zum Ausbau der Windenergie auf See 2 Flächenentwicklungsplan 2 Voruntersuchung von Flächen 2 Ausschreibung 2 Planfeststellung 2 Schnittstellen mit anderen Instrumenten der Netzplanung 2 Bestehende Raumordnung und Fachplanung 2 2.6.1 Ausschließliche Wirtschaftszone 2 2.6.2 Niedersachsen 4 2.6.3 Schleswig-Holstein 4 2.6.4 Mecklenburg-Vorpommern 4 3 Ausgangslage 4 4 Leitlinien und Grundsätze 5 Einführung 5 Anbindungskonzepte 5 4.2.1 Standardkonzept Nordsee: Gleichstromsystem 6 4.2.2 Standardkonzept Ostsee: Drehstromsystem 9 Standardisierte Technikgrundsätze 10 4.3.1 Gleichstromsystem Nordsee 10 4.3.2 Drehstromsystem Ostsee 14 4.3.3 Grenzüberschreitende Seekabelsysteme 15 Planungsgrundsätze 20 Möglichkeiten der Abweichung 21 Planungshorizont 21 Bestimmung der voraussichtlich zu installierenden Leistung 21 4.7.1 Ziel der Leistungsermittlung 21 4.7.2 Methodik der Leistungsermittlung 21 4.7.3 Festlegung der korrigierten Leistungsdichte 22 Kriterien für die Festlegung der Flächen und der zeitlichen Reihenfolge ihrer Ausschreibung 30
II Inhalt 5 Festlegungen 31 Gebiete für die Errichtung und den Betrieb von Windenergieanlagen auf See 31 5.1.1 Festlegung von Gebieten und fachplanerischer Rahmen 33 5.1.2 Die Gebiete im Einzelnen 33 Flächen für die Errichtung und den Betrieb von Windenergieanlagen auf See 34 5.2.1 Festlegungen von Flächen 35 5.2.3 Maßgebliche Kriterien für die Entscheidung gegen die Festlegung einer Fläche 39 Voraussichtlich zu installierende Leistung 42 5.3.1 Plausibilisierung der voraussichtlich zu installierenden Leistung 43 Festlegungen für das Küstenmeer 44 Zeitliche Reihenfolge der auszuschreibenden Flächen 44 5.5.1 Zeitliche Reihenfolge der auszuschreibenden Flächen 44 5.5.2 Darstellung der Überprüfung der zeitlichen Reihenfolge anhand von Hinweisen zu Offshore-Anbindungsleitungen, Netzverknüpfungspunkten und dem Netzausbau an Land 45 Kalenderjahr der Inbetriebnahme für Windenergieanlagen auf See und Anbindungsleitungen 49 Standorte von Konverterplattformen, Sammelplattformen und Umspannanlagen 50 Trassen oder Trassenkorridore für Offshore- Anbindungsleitungen 53 Grenzkorridore zum Küstenmeer 53 Trassen und Trassenkorridore für grenzüberschreitende Stromleitungen 53 Trassen und Trassenkorridore für Verbindungen zwischen Anlagen untereinander 53 6 Festlegungen für Pilotwindenergieanlagen 55 7 Sonstige Energiegewinnungsbereiche 55 8 Übereinstimmung der Festlegungen mit privaten und öffentlichen Belangen 59 9 Zusammenfassende Abwägung 59
Inhalt III 10 Zusammenfassende Umwelterklärung und Überwachungsmaßnahmen 59 11 Literaturverzeichnis 60 12 Anhang: Karten (nachrichtlich) 64 13 Anhang: Übersichtstabelle 65 14 Anhang: Informatorische Darstellung eines langfristigen Ausbaupfads (Szenariorahmen 2021-2035) 66
IV Inhalt Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Schematische Darstellung des Anbindungskonzepts für die Nordsee ...................... 17 Abbildung 2: Schematische Darstellung des Anbindungskonzepts für die Ostsee......................... 17 Abbildung 3: Schematische Darstellung der Methodik der Leistungsermittlung ............................. 22 Abbildung 4: Darstellung der korrigierten Fläche A* im Verhältnis zur nominellen Fläche A (Prognos, 2019) ............................................................................................................................ 22 Abbildung 5: Möglicher Flächenzuschnitt in den Gebieten N-9 und N-10 bei einer anzulegenden Leistungsdichte von 9 bzw. 8 MW/km² ................................................................... 26 Abbildung 6: Relative Effizienz der Anlagenstandorte in den Gebieten N-9 und N-10 bei einer korrigierten Leistungsdichte von 7 MW/km², 8 MW/km² und 9 MW/km² .......................... 27 Abbildung 7: Relative Effizienz der Anlagenstandorte in den Gebieten N-11 bis N-13 bei einer korrigierten Leistungsdichte von 7 MW/km², 8 MW/km² und 9 MW/km² .......................... 28 Abbildung 8: Gebiete in der deutschen AWZ der Nordsee ............................................................ 32 Abbildung 9: Gebiete in der deutschen AWZ der Ostsee .............................................................. 32 Abbildung 10: Flächen in der deutschen AWZ der Nordsee .......................................................... 36 Abbildung 11: Flächen in den Gebieten N-3, N-6, N-7, N-9 und N10 in der deutschen AWZ der Nordsee ......................................................................................................................... 36 Abbildung 12: Flächen in der deutschen AWZ der Ostsee ............................................................ 38 Abbildung 13: Auszug der Bestätigung des NEP 2019-2030, Seite 13 .......................................... 47 Abbildung 14: Auszug der Bestätigung des NEP 2019-2030, Seite 13 .......................................... 48 Abbildung 16: Räumliche Darstellung der sog. Variante A2 mit drei 66 kV-Kabeln zur Anbindung der Fläche N-6.7. Quelle: (eos Projekt GmbH, 2019) .................................................. 52 Abbildung 17: Zur Konsultation stehende Option eines sonstigen Energiegewinnungsbereichs in der deutschen AWZ der Nordsee .............................................................................................. 57 Abbildung 18: Zur Konsultation stehende Option eines sonstigen Energiegewinnungsbereichs in der deutschen AWZ der Ostsee ................................................................................................ 57
Inhalt V Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Übersicht der standardisierten Technikgrundsätze ....................................................... 16 Tabelle 2: Anzulegende Leistungsdichte ....................................................................................... 23 Tabelle 3: Eingangsparameter zur Berechnung der korrigierten Fläche ........................................ 29 Tabelle 4: Übersicht Gebiete für Windenergie auf See .................................................................. 31 Tabelle 5: Zusammenfassende Übersicht der Gebiete im FEP 2019 ............................................ 33 Tabelle 6: Übersicht Flächen für Windenergie auf See ................................................................. 35 Tabelle 7: Übersicht maßgebliche Kriterien für die Entscheidung gegen eine Flächenfestlegung . 39 Tabelle 8: Übersicht voraussichtlich zu installierende Leistung auf den Flächen für Windenergieanlagen auf See ................................................................................................... 42 Tabelle 9: Plausibilisierung der ermittelten Leistung...................................................................... 43 Tabelle 10: Übersicht zeitliche Reihenfolge der auszuschreibenden Flächen unter Anwendung der Kriterien 1 bis 8 ....................................................................................................................... 45 Tabelle 11: Übersicht Kalenderjahre der Inbetriebnahme für Offshore-Anbindungsleitungen unter Berücksichtigung der in Kapitel 5.5 aufgeführten Hinweise .................................................. 49 Tabelle 12: Übersicht der im FEP festgelegten Trassen für Verbindungen zwischen Anlagen ...... 54 Tabelle 13: Informatorische Darstellung der in den Zonen 1-3 über den Zeitraum 2030 hinaus möglicherweise verfügbaren Flächen auf Grundlage des Szenariorahmens 2021-2035 (30 GW bis 2035) ....................................................................................................................................... 67 BKG EEA
VI Inhalt Abkürzungsverzeichnis AC alternating current (Wechselstrom) AWZ Ausschließliche Wirtschaftszone BfN Bundesamt für Naturschutz BFO Bundesfachplan Offshore BFO-N Bundesfachplan Offshore Nordsee BFO-O Bundesfachplan Offshore Ostsee BGBl Bundesgesetzblatt BKG Bundesamt für Kartographie und Geodäsie BMI Bundesministerium des Inneren, für Bau und Heimat BMVBS Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung BNatSchG Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege (Bundesnaturschutzgesetz) BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen BSH Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie DC direct current (Gleichstrom) EEA Europäische Umweltagentur (European Environmental Agency) EEG Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz) EnWG Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz) FEP Flächenentwicklungsplan GDWS Generaldirektion Wasserstraßen und Schifffahrt GW Gigawatt HGÜ Hochspannungsgleichstromübertragung kV Kilovolt MW Megawatt NEP Netzentwicklungsplan NVP Netzverknüpfungspunkt O-NEP Offshore-Netzentwicklungsplan OWP Offshore Windpark PlanSiG Gesetz zur Sicherstellung ordnungsgemäßer Planungs- und Genehmigungsverfahren während der COVID-19-Pandemie (Planungssicherstellungsgesetz - PlanSiG) ROG Raumordnungsgesetz sm Seemeile SRÜ Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen ÜNB Übertragungsnetzbetreiber UVPG Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V. vrs. voraussichtlich VSC voltage sourced converter (selbstgeführter Konverter) WEA Windenergieanlage WindSeeG Gesetzes zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See WindSeeG-E Entwurf eines Gesetzes zur Änderung der Windenergie-auf-See-Gesetzes und anderer Vorschriften
Einleitung 1 1 Einleitung Nach der am 11. Mai 2020 zwischen dem Bund, den Küstenbundesländern und den Über- Nachdem am 28. Juni 2019 der tragungsnetzbetreibern 50Hertz, Amprion und Flächenentwicklungsplan 2019 (FEP 2019) nach TenneT unterzeichneten Vereinbarung zur den Bestimmungen des Gesetzes zur Umsetzung von 20 GW Windenergie auf See bis Entwicklung und Förderung der Windenergie auf 2030 wird es als erforderlich angesehen, den See 1 (WindSeeG) veröffentlicht wurde, ist FEP bis Ende 2020 fortzuschreiben, unter aufgrund des vom Kabinett am 3. Juni 2020 Berücksichtigung der Raumordnungspläne für beschlossenen Entwurfs eines Gesetzes zur die ausschließliche Wirtschaftszone, die Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes gegenwärtig fortgeschrieben werden, sowie der und anderer Vorschriften 2 und insbesondere Raumordnungspläne der Küstenländer aufgrund des darin vorgesehenen erhöhten (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Ausbaupfads von 20 Gigawatt (§ 1 Absatz 2 2020). WindSeeG-Entwurf (im Folgenden: WindSeeG- Soweit die gesetzlichen Rahmenbedingungen E) 3 Windenergie auf See bis 2030 die vorliegen, soll das Verfahren bis Ende 2020 Fortschreibung und Änderung des FEP 2019 abgeschlossen werden. erforderlich. Der Gesetzesentwurf (WindSeeG- E) sieht zudem ein Langfristziel von 40 GW bis Vorgehen im Rahmen dieses Vorentwurfs 2040 vor. In diesem Vorentwurf werden nicht alle Kapitel Im Rahmen dieser Fortschreibung des FEP des FEP 2019 zur besseren Lesbarkeit erfolgen voraussichtlich Festlegungen zu vollumfänglich aktualisiert. Zudem wird auf die Gebieten bis einschließlich der Zone 3 der Aufführung der Unterkapitel teilweise verzichtet. ausschließlichen Wirtschaftszone. Es sind Der Entwurf des FEP 2020 wird die Festlegungen zu Flächen zur Umsetzung von 20 entsprechenden Unterkapitel mit erforderlichen GW bis 2030 vorgesehen. Die Festlegung von Änderungen, Ergänzungen oder Überarbei- Gebieten und Flächen sichern einen tungen enthalten. ausreichenden, planbaren Ausbaupfad bis ca. 2035 und macht es gleichzeitig möglich, die Im Rahmen dieses Vorentwurfs wird daher an Ergebnisse des zurzeit parallel laufenden den relevanten Stellen auf die jeweiligen Kapitel Raumordnungsverfahrens für die ausschließ- des FEP 2019 verwiesen und mit dem Hinweis liche Wirtschaftszone einzubeziehen. versehen, dass erforderliche (weitere) Änderun- gen, Ergänzungen oder Aktualisierungen (im Das Bundeskabinett hatte bereits am 9. Oktober Folgenden für alle drei Begriffe: Überarbeitung) 2019 das ausführliche Klimaschutzprogramm der Kapitel im Entwurf des FEP 2020 2030 zur Umsetzung des Klimaschutzplans vorgesehen ist. 2050, mit dem Ziel den Ausbau der Windenergie auf See auf 20 GW im Jahr 2030 anzuheben, Detailliert ausgearbeitet werden die Kapitel 4 beschlossen. und 5, die den Schwerpunkt des Vorentwurfs darstellen. 1 eines-gesetzes-zur-aenderung-des-windenergie-auf-see- Gesetz vom 13. Oktober 2016, BGBl. I S. 2258, 2310, zuletzt geändert durch Artikel 2 des Gesetzes vom 25. Mai gesetzes.pdf?__blob=publicationFile&v=6 2020, BGBl. I S. 1071. 3 Gesetz vom 13. Oktober 2016, BGBl. I S. 2258, 2310, 2Abrufbar unter zuletzt geändert durch Artikel 2 des Gesetzes vom 25. Mai https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/E/entwurf- 2020, BGBl. I S. 1071.
2 Verfahren zum Ausbau der Windenergie auf See 2 Verfahren zum Ausbau der • Übersendung einer zusammenfassenden Erklärung an die beteiligten Nord- und Windenergie auf See Ostseeanrainerstaaten Flächenentwicklungsplan Die folgende Zusammenfassung stellt die Im Übrigen wird auf Kapitel 2 des FEP 2019 einzelnen Verfahrensschritte der Fortschreibung verwiesen. Eine weitere Überarbeitung erfolgt im des FEP dar. Entwurf des FEP 2020. Übersicht zu den Verfahrensschritten Voruntersuchung von Flächen • Bekanntgabe der Einleitung, des vrs. Auf Kapitel 2.2 des FEP 2019 wird verwiesen. Umfang sowie des vrs. Abschlusses des Eine Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP Verfahrens 2020. • Erstellung des Vorentwurfs und Entwurf des Untersuchungsrahmens Ausschreibung • Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung Auf Kapitel 2.3 des FEP 2019 wird verwiesen. • Benachrichtigung der Nord- und Eine Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP Ostseeanrainerstaaten 2020. • Abgabe der gemeinsamen Stellungnahme der ÜNB Planfeststellung Auf Kapitel 2.4 des FEP 2019 wird verwiesen. • Anhörungstermin, ggf. gemäß § 5 Abs. 6 PlanSiG Eine Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP 2020. • Festlegung des Untersuchungsrahmens • Erstellung des Entwurfs des FEP und Schnittstellen mit anderen Entwurf des Umweltberichts Instrumenten der Netzplanung • Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung Auf Kapitel 2.5 des FEP 2019 wird verwiesen. (national und international) Eine Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP • Erörterungstermin, ggf. gemäß § 5 Abs. 1 2020. PlanSiG • Überprüfung des Umweltberichts unter Bestehende Raumordnung und Berücksichtigung der nationalen und Fachplanung internationalen Stellungnahmen Auf Kapitel 2.6 des FEP 2019 wird verwiesen. • Berücksichtigung der Überprüfung im Eine Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP Entwurf des FEP 2020. • Abstimmung mit dem BfN, der GDWS und den Küstenländern 2.6.1 Ausschließliche Wirtschaftszone • Herstellung des Einvernehmens mit der In der AWZ besteht seit 2004 die gesetzliche BNetzA Grundlage für die Aufstellung von maritimen Raumordnungsplänen (siehe Kapitel 2.6.1.2). • Bekanntmachung des FEP und des Umweltberichts bis Ende 2020 Im Zuge der Beschlüsse zur Energiewende im Juni 2011 und den damit einhergehenden Gesetzesänderungen bekam das BSH die
Verfahren zum Ausbau der Windenergie auf See 3 Aufgabe, einen Fachplan für Offshore- getreten. Am 19. Dezember 2009 ist dann die Stromnetze in der deutschen AWZ, den Verordnung des BMVBS über die Raumordnung Bundesfachplan Offshore, aufzustellen und in der deutschen AWZ in der Ostsee vom 10. regelmäßig fortzuschreiben (siehe Kapitel Dezember 2009 (BGBl I S. 3861) in Kraft 2.6.1.1). getreten. Bei der Meeresraumordnung sind insbesondere 2.6.1.1 Bundesfachpläne Offshore die internationalen Vorgaben des Seerechts- Auf Kapitel 2.6.1.1 des FEP 2019 wird übereinkommens (SRÜ) zu beachten. Neben verwiesen. der wissenschaftlichen und wirtschaftlichen Nutzung der Meere sind vor allem die Belange 2.6.1.2 Raumordnungspläne der Schifffahrt und des Naturschutzes relevant. Für eine nachhaltige Raumentwicklung in der In Bezug auf die Windenergie auf See beinhalten deutschen AWZ der Nord- und Ostsee führt das beide Raumordnungspläne u. a. Ziele und BSH im Auftrag des BMI die vorbereitenden Grundsätze der Raumordnung für Windenergie Schritte für die Fortschreibung der Raum- auf See (3.5) und Seekabel (3.3). ordnungspläne, die in Form von Rechts- verordnungen des BMI in Kraft treten, durch. Im Verfahren der Erarbeitung der Bereits im Jahr 2009 stellte das BSH im Auftrag Raumordnungspläne wurde auch eine des damaligen Bundesministeriums für Verkehr, Strategische Umweltprüfung durchgeführt, um Bau und Stadtentwicklung (BMVBS) die die vrs. erheblichen Umweltauswirkungen auf Raumordnungspläne für die deutsche AWZ der die Schutzgüter zu ermitteln, zu beschreiben Nord- und Ostsee auf. und zu bewerten. Die Verordnung des BMVBS über die Die bestehenden Pläne befinden sich derzeit im Raumordnung in der deutschen AWZ in der Fortschreibungsverfahren (siehe nachfolgende Nordsee vom 21. September 2009 (BGBl. I S. Hintergrundinformationen). 3107) ist am 26. September 2009 in Kraft Hintergrundinformationen: Status des Fortschreibungsverfahrens der Raumordnungspläne für die deutsche AWZ in der Nord- und Ostsee Mit der Unterrichtung der Öffentlichkeit und den in ihren Belangen berührten öffentlichen Stellen von der Fortschreibung der Raumordnungspläne nach § 9 Abs. 1 ROG durch das Bundesministerium des Inneren im Sommer 2019 begann die Fortschreibung der Raumordnungspläne für die deutsche AWZ in der Nord- und Ostsee. Öffentliche Stellen hatten die Gelegenheit, Aufschluss über die von ihnen beabsichtigten oder bereits eingeleiteten Planungen und Maßnahmen sowie über deren zeitliche Abwicklung zu geben sowie relevante Informationen zur Verfügung zu stellen. Im Herbst 2019 folgten Fachgespräche und Workshops zu relevanten Sektoren und Schutzinteressen. Im Januar 2020 wurde die Konzeption zur Weiterentwicklung der Raumordnungspläne veröffentlicht, welche durch drei Planungsmöglichkeiten mit unterschiedlicher Schwerpunktsetzung denkbare Lösungsmöglichkeiten aufspannte. Dadurch sollte eine frühzeitige Beteiligung und ein Austausch über Anforderungen, mögliche Konflikte, aber auch Synergien und Lösungsansätze ermöglicht werden – als Grundlage für die Erarbeitung eines umfassenden Planentwurfs. Die Veröffentlichung des ersten Planentwurfs für die
4 Ausgangslage Raumordnungspläne ist für den Sommer 2020 vorgesehen. Ein Abschluss des Fortschreibungs- verfahrens ist für das Jahr 2021 geplant. Aufgrund der Parallelität der Fortschreibungsverfahren der Raumordnungspläne und des FEP findet eine Verzahnung der Prozesse statt, um die Konsistenz der Festlegungen des jeweiligen Plan in dem jeweils gesetzten Rahmen sicherzustellen. Wesentliche Inhalte der Konzeption zur Überarbeitung und Weiterentwicklung der Raumordnungspläne: • Festlegung von Vorranggebieten für Windenergie auf See, mindestens im Umfang von 20 GW • Festlegung von Vorbehaltsgebieten für Windenergie auf See für den mittel- bis langfristigen Ausbau • Anpassung des Vorranggebietes Schifffahrt (Schifffahrtsroute 10) an den realen Schiffsverkehr, dadurch Erweiterung der Gebiete N-9 bis N-13 in nordwestliche Richtung. Dieser Erweiterung findet sich in allen drei Planungsmöglichkeiten wieder und wird dementsprechend auch in diesem Vorentwurf des FEP abgebildet. • Festlegung der Naturschutzgebiete sowie teilweise der Hauptkonzentrationsbereiche für Seetaucher und Schweinswale als Vorrang- bzw. Vorbehaltsgebiete Weitergehende Informationen befinden sich auf der Internetseite 4 des BSH. 2.6.2 Niedersachsen 3 Ausgangslage Auf Kapitel 2.6.2 des FEP 2019 wird verwiesen. Auf Kapitel 3 des FEP 2019 wird verwiesen. Eine Eine Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP 2020. 2020. 2.6.3 Schleswig-Holstein Auf Kapitel 2.6.3 des FEP 2019 wird verwiesen. Eine Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP 2020. 2.6.4 Mecklenburg-Vorpommern Auf Kapitel 2.6.4 des FEP 2019 wird verwiesen. Eine Überarbeitung erfolgt im Entwurf des FEP 2020. 4 Vgl. https://www.bsh.de/DE/THEMEN/Offshore/Meeresraumplanung/Fortschreibung/fortschreibung- raumordnung_node.html
Leitlinien und Grundsätze 5 4 Leitlinien und Grundsätze weitere Einzelheiten in Kapitel 4.2 beschrieben werden. Einführung Die Planungsgrundsätze bauen auf den Zielen Die strategische Planung des Ausbaus der und Grundsätzen der Raumordnungspläne für Windenergie auf See sowie der zugehörigen die AWZ der Nord- und Ostsee auf. Im Rahmen Netztopologie für die Übertragung von der Aufstellung der Raumordnungspläne 2009 Elektrizität ist von enormer Bedeutung für die ist bereits eine Gesamtabwägung der Versorgung mit erneuerbaren Energien. Mit Nutzungen untereinander erfolgt. Zum aktuellen Zunahme der unterschiedlichen Nutzungen in Stand der Fortschreibung der Raumordnungs- der deutschen AWZ wird der für künftige pläne in der deutschen AWZ wird auf Kapitel 2.6 Nutzungen und Infrastrukturen zur Verfügung verwiesen. Die relevanten Ziele und Grundsätze stehende Raum stetig knapper. auf der Ebene der Raumordnung werden überwiegend als Planungsgrundsätze in den Im Sinne einer systematischen und effizienten FEP übernommen und hinsichtlich der Planung erhielt das BSH den gesetzlichen Anwendbarkeit bezüglich der im FEP ange- Auftrag, Gebiete und Flächen für Windenergie sprochenen Regelungsgegenstände anhand der auf See sowie entsprechende Trassen und vorgetragenen Belange und Rechte überprüft, Standorte für die erforderliche Netztopologie konkretisiert und untereinander in ihrer vorzusehen. Als Ergebnis dieses koordinierten Bedeutung gewichtet. Prozesses werden die Maßnahmen in der deutschen AWZ räumlich und zeitlich verbindlich Der Festlegung von standardisierten Technik- festgelegt. grundsätzen und Planungsgrundsätzen liegt bereits eine Abwägung möglicherweise Die Festlegung von Planungsgrundsätzen und betroffener öffentlicher Belange und Rechts- standardisierten Technikgrundsätzen für die positionen (vgl. Begründung der einzelnen AWZ der Nord- und Ostsee ist zwingende Vorgaben und Grundsätze) zugrunde, so dass Voraussetzung für die konkrete Ermittlung des die Festlegung von standardisierten Technik- Raumbedarfs der gesamten Netztopologie im grundsätzen und Planungsgrundsätzen zudem Rahmen des FEP. Ziel der Festlegung bereits eine „Vorprüfung“ möglicher Alternativen standardisierter Technikgrundsätze und beinhaltet. Planungsgrundsätze ist es, eine Grundlage für eine systematische und koordinierte Anbindungskonzepte Gesamtplanung zu schaffen. Andernfalls ließe Nach § 17d Abs. 1 S. 1 EnWG hat der sich der benötigte Raumbedarf nicht mit der zuständige ÜNB die Netzanbindung von OWP erforderlichen Präzision für eine möglichst sicherzustellen bzw. nach den Vorgaben des platzsparende Planung ermitteln. Neben der NEP und des FEP gemäß § 5 WindSeeG zu möglichst präzisen Ermittlung des Raumbedarfs errichten und zu betreiben. Aufgabe dieses dienen standardisierte Technikgrundsätze auch Plans ist es, die notwendigen Trassen und der Kosteneffizienz und dem bedarfsgerechten Standorte für die gesamte Netztopologie in der Ausbau von Anbindungsleitungen, was im deutschen AWZ bis zur Grenze der 12 sm-Zone volkswirtschaftlichen Interesse liegt. im Rahmen der bestehenden Rahmen- Als Ausgangspunkt für die Festlegung der bedingungen räumlich und im Hinblick auf die standardisierten Technikgrundsätze (4.3) dient Kalenderjahre der Inbetriebnahme zeitlich das technische Netzanbindungskonzept, dessen festzulegen.
6 Leitlinien und Grundsätze Zentral für die Ermittlung und Sicherung der für Blindleistungskompensation vorzusehen. Die das Netz zur Anbindung der WEA auf See Übertragungsverluste steigen zudem mit der notwendigen Räume ist vor allem die Festlegung Länge des Kabelsystems an. Diese fallen bei der des Anbindungskonzepts. Für die Komponenten HGÜ deutlich geringer aus. Für die AWZ der der Anbindungsleitungen erfolgt dann auf Nordsee sind künftig Trassenlängen von mehr Grundlage von standardisierten Technikgrund- als 100 km, mit steigender Küstenentfernung sätzen (4.3) und Planungsgrundsätzen (4.4) die auch deutlich darüber, zu erwarten. räumliche Planung. Beim Einsatz der HGÜ können aufgrund der Bereits im Rahmen des Erstaufstellungs- relativ hohen Systemleistung der Sammel- verfahrens des BFO wurde deutlich, dass die anbindung, mit einem HGÜ-Netzanbindungs- Festlegung standardisierter Technikvorgaben system – bestehend aus einer Konverter- unerlässliche Voraussetzung für die räumliche plattform und einem Gleichstrom-Seekabel- Planung der Netzanbindungen ist, um den system – grundsätzlich mehrere OWP benötigten Raumbedarf mit der erforderlichen angeschlossen werden. Hierdurch wird Präzision für eine möglichst platzsparende gegenüber einer Anbindung mittels Drehstrom- Raumplanung zu ermitteln. Nach § 5 Abs. 1 technologie eine deutlich geringere Anzahl von Nr. 11 WindSeeG sind standardisierte Technik- Kabelsystemen benötigt und somit der für die grundsätze zum Zwecke der Planung im FEP Kabelsysteme benötigte Raum reduziert. festzulegen. Neben dem wesentlichen Ziel der Die Netzanbindungen von OWP in der AWZ der Festlegung, durch standardisierende Vorgaben Nordsee werden somit standardmäßig in HGÜ eine Vereinheitlichung bei der Planung der ausgeführt, es wird auf die zusammenfassende Anlagen zu erreichen, um den Raum im Gebiet Darstellung des Anbindungskonzepts in möglichst effizient zu nutzen und Planungs- Abbildung 1 verwiesen. sicherheit für Netz- und Windparkbetreiber sowie Zulieferer zu schaffen, sollen darüber 4.2.1.1 Gleichstromsystem: Verbindung hinaus die Kosten so weit wie möglich gesenkt zwischen Konverterplattform und werden. Offshore-Windparks: Hinsichtlich der technischen Anbindungs- Standardkonzept 66 kV konzepte wird im FEP zwischen Nord- und Beim 66 kV-Direktanbindungskonzept werden Ostsee unterschieden. die Leitungen zur Verbindung der Konverterplattform mit den Offshore-WEA (sog. 4.2.1 Standardkonzept Nordsee: parkinterne Verkabelung) auf Basis der Gleichstromsystem Drehstromtechnologie mit einer Spannung von Das Standardkonzept in der Nordsee ein 66 kV ausgeführt. Dadurch entfallen die Gleichstromsystem. Auf Kapitel 4.3.1 wird Umspannplattform sowie die 155 kV oder verwiesen. 220 kV Zwischenspannungsebene zwischen Umspann- und Konverterplattform. Von der Als maßgeblich für die Wahl der geeigneten Konverterplattform aus wird mittels Gleichstrom- Übertragungstechnologie für den Netzanschluss übertragung eine Anbindung zum NVP an Land von OWP erscheint grundsätzlich die geführt. Trotz des möglichen Verzichts auf eine Trassenlänge zur Anbindung einer Fläche bzw. Umspannplattform ist jedoch ggf. eine separate eines Gebietes an den Netzverknüpfungspunkt Plattform für Wartungs- und Unterkunftszwecke (NVP) an Land. Bei Trassenlängen von mehr als der OWP erforderlich. 100 km sind bei Drehstromanschlüssen regelmäßig zusätzliche Einrichtungen zur
Leitlinien und Grundsätze 7 Die geeignete Übertragungstechnologie für die Der hierzu jedoch erforderliche Direktanschluss Verbindungen zwischen Konverterplattform und von WEA mit einer Spannung größer als 66 kV OWP hängt grundsätzlich von der Trassenlänge wäre zu prüfen. Der FEP wird diese zwischen der Konverterplattform und den Fragestellung begleiten und ggf. in einer anzuschließenden WEA ab. Für die AWZ sind Fortschreibung erneut aufgreifen. dabei bislang häufig Trassenlängen von etwa 20 km zu beobachten. Bei größeren 4.2.1.2 Gleichstromsystem: Verbindung Entfernungen und dadurch bedingten größeren zwischen Konverterplattform und Kabellängen steigen die Verluste und der Offshore-Windparks: Blindleistungskompensationsbedarf. Hinzu Alternativkonzept 220 kV kommt ein mit der Länge des Kabelsystems Sofern in einem Gebiet mindestens zwei steigender Platzbedarf auf der Konverter- anzubindende Flächen räumlich weit plattform durch die notwendige Blindleistungs- voneinander entfernt liegen, kann das kompensation. In Verbindung mit den laut O- Anbindungskonzept mit Umspannplattform des NEP angegebenen Kostenunterschieden BFO-N 16/17 vorteilhaft sein, da eine geringere zwischen Gleichstrom- (DC) und Drehstrom Anzahl an Seekabelsystemen erforderlich ist (AC)-Kabelsystemen ist demnach ein zentraler und durch die erhöhte Spannung weniger Standort der Konverterplattform mit möglichst Übertragungsverluste anfallen als beim 66 kV- kurzen Drehstromleitungen anzustreben. Direktanbindungskonzept. Um die Übertragungsverluste und die Anzahl der Mit Blick auf die ab dem Jahr 2026 in Betracht erforderlichen Seekabel weiter zu reduzieren, kommenden Gebiete (siehe Kapitel 5.1) und den wird jedoch als Alternative zum 66 kV- in diesen Gebieten nah beieinander liegenden Direktanbindungskonzept eine Anbindung unter Flächen erscheint das 66 kV-Direktanbindungs- Nutzung der Spannungsebene 220 kV konzept aus räumlichen sowie umwelt- und festgelegt. Dieses Anbindungskonzept naturschutzfachlichen Gesichtspunkten vorteil- haft gegenüber dem Anbindungskonzept mit entspricht grundsätzlich dem aus dem BFO- N 16/17 bekannten 155 kV-Anbindungskonzept Umspannplattform. Zudem konnte in einer von den ÜNB beauftragten Studie gezeigt werden, mit Umspannplattform, die Übertragungs- dass das 66 kV-Direktanbindungskonzept als spannung wird jedoch aus den genannten Gesamtkonzept kosteneffizienter als das Gründen auf 220 kV angehoben. Anbindungskonzept mit Umspannplattform (bei Für einzelne Gebiete kann demnach bei einer Spannung von 155 kV) ist. 5 Vorliegen entsprechender räumlicher Gegeben- heiten vom Standardkonzept abgewichen und Langfristig denkbar erscheint eine Anhebung der ein Anbindungskonzept mit Umspann- Spannungsebene beim Direktanbindungs- plattformen festgelegt werden. Auf die konzept, beispielsweise auf 110 kV. Festlegungen in Abschnitt 5.2.1 wird verwiesen. Insbesondere bei großen zusammenhängenden Flächen in Kombination mit der Standard- übertragungsleistung von 2.000 MW und künftigen WEA mit entsprechend größerer Nennleistung erscheint eine Reduktion der erforderlichen Seekabelsysteme zielführend. 5Vgl. https://www.amprion.net/Netzausbau/Aktuelle- Projekte/Offshore/Anbindungskonzept-BorWin4.html
8 Leitlinien und Grundsätze 4.2.1.3 Gleichstromsystem: Schnittstelle Realisierungsfahrplan gemäß § 17d Abs. 2 zwischen ÜNB und OWP EnWG wird verwiesen. Die Zuständigkeit für die Anbindung der WEA Es wird darauf hingewiesen, dass die an die Konverterplattform liegt bei dem OWP- Mitnutzung der Konverterplattform durch den Vorhabenträger. Die primäre Schnittstelle OWP-Vorhabenträger nur die aufgrund der bzw. Eigentumsgrenze zwischen ÜNB und technischen Schnittstelle auf der Konverter- OWP-Vorhabenträger ist der Eingang der plattform notwendige Mitnutzung umfasst. Der 66 kV Seekabelsysteme auf der Konverter- OWP-Vorhabenträger muss demnach in der plattform (Kabelendverschluss der 66 kV Lage sein, die für den Netzanschluss Seekabel). Der Einzug der 66 kV erforderlichen Maßnahmen auf der Konverter- Seekabelsysteme auf der Plattform erfolgt plattform rechtzeitig durchzuführen. Der ÜNB nach dem Direct-Pull-In Konzept, nach dem hat andererseits die zur Vorbereitung des die Seekabelsysteme bis zur Schaltanlage Netzanschlusses erforderlichen Maßnahmen geführt werden. Der OWP-Vorhabenträger frühzeitig mit dem OWP-Vorhabenträger gewährleistet dazu eine freie Länge des abzustimmen und durchzuführen. Eine separate Seekabels nach Kabeleinzug auf der Plattform des OWP-Vorhabenträgers zu Wohn- Plattform von bis zu 15 m je nach und Wartungszwecken könnte aufgrund dessen Anforderung des ÜNB. erforderlich sein. Es ist absehbar, dass bei dem 66 kV- Hinsichtlich des dargestellten Alternativkonzepts Direktanbindungskonzept ein erhöhter mit Umspannplattform entspricht die Festlegung Abstimmungsbedarf bei der Vorbereitung und der Schnittstelle der Festlegung im BFO-N Durchführung der jeweiligen Einzelzulassungs- 16/17. verfahren besteht. Durch die Mitnutzung der Zur Festlegung der Schnittstelle wird auf die Konverterplattform aufgrund der Schnittstelle Konsultationsfragen am Ende des Abschnitts zwischen ÜNB und OWP-Vorhabenträger am verwiesen. Eingang der 66 kV Seekabelsysteme bedarf es bei Planung, Errichtung, Betrieb, Wartungs- und Zusammenfassung Instandhaltungen, dem möglichen Reparaturfall und dem Rückbau zwischen ÜNB und OWP- • Festlegung des 66 kV-Anbindungs- Vorhabenträgern sowie ggf. zwischen konzepts als Standard für die AWZ der verschiedenen OWP-Vorhabenträgern, die ihre Nordsee Offshore-WEA an dieselbe Konverterplattform • Bei räumlichen Erfordernissen in einem anbinden, einer engen Abstimmung und einer Gebiet Abweichung vom klaren Aufgabenzuständigkeit. Für die Standardkonzept möglich Beteiligten besteht die uneingeschränkte • Sofern Abweichung erforderlich ist, Notwendigkeit einer kooperativen Zusammen- Festlegung des Anbindungskonzepts des arbeit. Dies gilt insbesondere für den BFO-N 16/17 mit einer Übertragungs- Informationsaustausch über Projekttermine, die spannung von 220 kV gegenseitige Übergabe notwendiger • Kabelendverschluss der 66 kV Informationen und Details zu der Plattform und Seekabelsysteme dient als Schnittstelle der darauf einzubringenden Komponenten. In zwischen Übertragungsnetzbetreiber und OWP-Vorhabenträger allen Phasen haben sich beide Seiten über projektrelevante Entwicklungen zu informieren und Termine abzustimmen. Auf den
Leitlinien und Grundsätze 9 4.2.2 Standardkonzept Ostsee: 4.2.2.1 Drehstromsystem: Schnittstelle Drehstromsystem zwischen ÜNB und OWP Der zum Netzanschluss der OWP in der Ostsee Die primäre Schnittstelle bzw. verpflichtete ÜNB verfolgt bislang ein Eigentumsgrenze zwischen ÜNB und OWP- Anbindungskonzept auf Basis der Vorhabenträger ist der Eingang der Drehstromtechnologie. Bei Einsatz der parkinternen Seekabelsysteme auf der Drehstromtechnologie erfolgt die Netzanbindung Umspannplattform (Kabelendverschluss der von OWP, indem der von den einzelnen WEA Seekabel). Der Einzug der 66 kV Seekabel- eines oder mehrerer Parks erzeugte Strom an systeme auf der Plattform erfolgt nach dem einer Umspannplattform zusammengeführt und Direct-Pull-In Konzept, nach dem die von hier aus über ein Drehstrom-Seekabel- Seekabelsysteme bis zur Schaltanlage system direkt an Land und weiter zum NVP geführt werden. Der OWP-Vorhabenträger geführt wird. Hierdurch ist im Gegensatz zum gewährleistet dazu eine freie Länge des Standardkonzept in der Nordsee (HGÜ) keine Seekabels nach Kabeleinzug auf der eigene Konverterplattform für den Netzan- Plattform von bis zu 15 m je nach schluss an sich notwendig. Zur Abführung einer Anforderung des ÜNB; bei zwingenden gegebenen Leistung ist beim Einsatz der technischen Gründen ist im Einvernehmen Drehstromtechnologie jedoch aufgrund der zwischen ÜNB und OWP-Vorhabenträger geringeren Übertragungskapazität der eine Abweichung möglich. Drehstrom-Seekabelsysteme eine höhere Es ist absehbar, dass bei diesem geänderten Anzahl von Kabelsystemen notwendig. Aufgrund Anbindungskonzept ein erhöhter Abstimmungs- der für Inbetriebnahmen ab 2026 im Vergleich bedarf bei der Vorbereitung und Durchführung zur Kapazität eines HGÜ-Systems erwarteten der jeweiligen Einzelzulassungsverfahren geringen Windparkleistung in der deutschen besteht. Durch die Mitnutzung der Umspann- AWZ der Ostsee würde eine Anbindung mittels plattform aufgrund der Schnittstelle zwischen Gleichstromsystem voraussichtlich zu ÜNB und OWP-Vorhabenträger am Eingang der dauerhaften Leerständen führen. Somit werden parkinternen Seekabelsysteme bedarf es bei Offshore-Anbindungsleitungen in der Ostsee Planung, Errichtung, Betrieb, Wartungs- und nach dem aus dem BFO-O 16/17 bekannten Instandhaltungen, dem möglichen Reparaturfall Anbindungskonzept auf Basis der und dem Rückbau zwischen ÜNB und OWP- Drehstromtechnologie ausgeführt. Es wird auf Vorhabenträgern sowie ggf. zwischen die zusammenfassende Darstellung des verschiedenen OWP-Vorhabenträgern, die ihre Anbindungskonzepts in Abbildung 2 verwiesen. Offshore-WEA an dieselbe Umspannplattform Im Unterschied zum BFO-O 16/17 erfolgt die anbinden, einer engen Abstimmung und einer Planung und Errichtung der Umspannplattform klaren Aufgabenzuständigkeit. Für die nicht durch den OWP-Vorhabenträger bzw. Beteiligten besteht die uneingeschränkte durch den auf einer Fläche erfolgreichen Bieter, Notwendigkeit einer kooperativen Zusammen- sondern durch den anbindungsverpflichteten arbeit. Dies gilt insbesondere für den ÜNB. Die Zuständigkeit für die Anbindung der Informationsaustausch über Projekttermine, die WEA an die Umspannplattform liegt bei dem gegenseitige Übergabe notwendiger OWP-Vorhabenträger. Informationen und Details zu der Plattform und der darauf einzubringenden Komponenten. In allen Phasen haben sich beide Seiten über projektrelevante Entwicklungen zu informieren
10 Leitlinien und Grundsätze und Termine abzustimmen. Auf den Standardisierte Realisierungsfahrplan gemäß § 17d Abs. 2 Technikgrundsätze EnWG wird verwiesen. Es wird darauf hingewiesen, dass die 4.3.1 Gleichstromsystem Nordsee Mitnutzung der Umspannplattform durch den Zum Netzanschluss der OWP in der Nordsee für OWP-Vorhabenträger nur die aufgrund der den Bereich der AWZ wird analog der bisherigen technischen Schnittstelle auf der Umspann- Netzanschlüsse ein Anbindungskonzept auf plattform notwendige Mitnutzung umfasst. Der Basis der HGÜ verwendet, auf Kapitel 4.2.1 wird OWP-Vorhabenträger muss demnach in der verwiesen. Lage sein, die für den Netzanschluss erforderlichen Maßnahmen auf der 4.3.1.1 Gleichstromsystem: Umspannplattform rechtzeitig durchzuführen. Selbstgeführte Technologie Der ÜNB hat andererseits die zur Vorbereitung Die bestehenden und im Rahmen des FEP des Netzanschlusses erforderlichen Maß- geplanten Netzanschlusssysteme in der Nord- nahmen frühzeitig mit dem OWP-Vorhaben- see werden in selbstgeführter (sogenannte VSC träger abzustimmen und durchzuführen. – voltage sourced converter) Technologie ausgeführt. Bereits im BFO-N wurde diese Aufgrund der Planung und Errichtung der Variante als Standard festgelegt und kann als Umspannplattform durch den ÜNB ist es etabliert bezeichnet werden. erforderlich, dass die Spannungsebene der auf der Umspannplattform eingehenden park- Die selbstgeführte HGÜ kann im Gegensatz zur internen Seekabelsysteme des OWP-Vorhaben- klassischen, netzgeführten Technologie ein Netz trägers frühzeitig bekannt ist. Aus diesem Grund wiederaufbauen, ohne dass Blindleistung aus wird – wie in der Nordsee auch – die dem angeschlossenen Drehstromsystem bereit- Spannungsebene der parkinternen Seekabel- gestellt werden muss. Diese Eigenschaft ist systeme auf 66 kV festgelegt. notwendig, um die Übertragung nach einem Netzfehler selbstständig wieder aufzubauen, im Zur Festlegung der Schnittstelle wird auf die Normalbetrieb zu steuern und das umliegende Konsultationsfragen am Ende des Abschnitts Drehstromnetz zu stabilisieren. Für die weitere verwiesen. Begründung zur Festlegung der selbstgeführten Zusammenfassung Technologie wird auf Abschnitt 5.1.2.2 des BFO- N 16/17 verwiesen. • Festlegung des Drehstromanbindungs- konzepts als Standard für die AWZ der 4.3.1.2 Gleichstromsystem: Ostsee Übertragungsspannung +/- 320 kV • Zuständigkeit für Planung, Errichtung und für Zone 1 und 2; Betrieb der Umspannplattform und des Übertragungsspannung +/- 525 kV Seekabelsystems beim Übertragungs- für Zone 3 netzbetreiber Die bestehenden und im Rahmen des FEP • Kabelendverschluss der parkinternen geplanten Netzanschlusssysteme in Zone 1 und Seekabelsysteme dient als Schnittstelle 2 der Nordsee werden mit einer Übertragungs- zwischen Übertragungsnetzbetreiber und OWP-Vorhabenträger spannung von +/- 320 kV ausgeführt. Bereits im BFO-N wurde diese Variante als Standard • Spannungsebene der parkinternen festgelegt und kann als etabliert bezeichnet Seekabelsysteme 66 kV werden. Für künftige Netzanschlusssysteme für
Leitlinien und Grundsätze 11 die küstenfernen Flächen in Zone 3 wird Anbindungsleitungen an Land erforderlich, die beginnend mit dem Gebiet N-9 eine Anzahl der Systeme möglichst zu reduzieren Übertragungsspannung von +/- 525 kV und ihre jeweilige Übertragungsleistung zu festgelegt. maximieren. Die Festlegung einer einheitlichen Spannungs- In den Konsultationen zum Aufstellungs- ebene für Gleichstromsysteme (bestehend aus verfahren des FEP 2019 wurde die Frage der dem Umrichter auf der Konverterplattform und Technologieverfügbarkeit von Offshore- dem Gleichstrom-Seekabelsystem) dient der Netzanschlusssystemen mit einer Über- Schaffung eines Standards für die Anschluss- tragungsspannung von +/- 525 kV adressiert. systeme, speziell auch für die Konverter- Zusammenfassend kann aus den einge- plattform. Aufbauend auf der Festlegung von gangenen Äußerungen entnommen werden, Rahmenparametern können Hersteller und dass eine Verfügbarkeit der Technologie ab ca. Netzbetreiber standardisierte Lösungen 2030 erwartet wird. Zu einem vergleichbaren entwickeln und perspektivisch die Planungen Ergebnis kommt auch der 3. Zwischenbericht frühzeitig – ggf. auch standortunabhängig – des den FEP bis Ende 2020 begleitenden vorantreiben. Ziel ist, durch standardisierende Forschungsauftrags. Die ÜNB wiesen zunächst Vorgaben eine gewisse Vereinheitlichung bei in ihrer gemeinsamen Stellungnahme zum der Planung der Anlagen zu erreichen und so zweiten Entwurf des FEP 2019 darauf hin, dass das Planungsverfahren zu beschleunigen, eine Realisierung im Jahr 2029 „nicht Planungssicherheit für Netz- und Windpark- umsetzbar“ und eine Realisierung im Jahr 2030 betreiber sowie Zulieferer zu erreichen und „kritisch“ sei. Im Rahmen der Bestätigung des Kosten zu senken. Eine einheitliche Spannungs- NEP 2019-2030 hat sich jedoch gezeigt, dass ebene bereitet zudem eine mögliche Verbindung dies möglich und zur Erreichung des der Offshore-Anbindungsleitungen unter- Ausbauziels von 20 GW bis 2030 erforderlich ist. einander vor. In einer kürzlich zwischen dem Bund, den Küstenbundesländern und den Übertragungs- Um eine möglichst raumverträgliche Planung netzbetreibern 50Hertz, Amprion und TenneT und Umsetzung von Verbindungen der Offshore- unterzeichneten Vereinbarung zur Umsetzung Anbindungsleitungen untereinander zu von 20 GW Windenergie auf See bis 2030 wird ermöglichen, werden eine möglichst hohe es zudem als erforderlich angesehen, im Jahr Leistung des Gleichstromsystems und daher 2029 das erste Offshore-Netzanbindungssystem auch eine möglichst hohe Systemspannung mit einer Übertragungsspannung von +/- 525 kV angestrebt. Bislang hat sich am Markt dabei ein in Betrieb zu nehmen (Bundesministerium für herstellerunabhängiger Standard der Über- Wirtschaft und Energie, 2020). tragungsspannung von +/- 320 kV entwickelt. Beschränkungen der Leistung ergeben sich vor Aus diesen Gründen wird für Gleichstrom- allem aus der verfügbaren Kabeltechnologie systeme zur Anbindung von Flächen in Zone 3 sowie dem Platzbedarf der Konverterplattform. der Nordsee (Gebiete N-9 bis N-13) eine Standardübertragungsspannung von +/- 525 kV Aufgrund der Möglichkeit, mit einer erhöhten festgelegt. Spannungsebene auch die zu übertragende Leistung anzuheben und damit Anschluss- systeme effizienter zu gestalten, ist es mit Blick auf große zusammenhängende Flächen in Zone 3 der AWZ der Nordsee und die starken räumlichen Restriktionen bei der Führung von
12 Leitlinien und Grundsätze 4.3.1.3 Gleichstromsystem: perspektivisch die Planungen frühzeitig – ggf. Standardleistung 900 MW für Zone auch standortunabhängig – vorantreiben. 1 und 2; Standardleistung Im Aufstellungsverfahren zum FEP 2019 wurden 2.000 MW für Zone 3 seitens der ÜNB Hinweise vorgebracht, dass Die Festlegung einer standardisierten Über- unter Einhaltung der maximal zulässigen tragungsleistung der Gleichstrom-Anbindungs- Sedimenterwärmung (2 K-Kriterium, vgl. systeme bildete im BFO-N die zentrale Planungsgrundsatz 4.4.4.8) die Grundlage für die räumliche Planung. Übertragungskapazität von +/- 525 kV HGÜ- Aufbauend auf einer Standardleistung von Anbindungssystemen auf unter 2.000 MW 900 MW erfolgte die Ermittlung des Raum- begrenzt ist. Eine entsprechende Überprüfung bedarfs für die Abführung der installierten mit Erwärmungsberechnungen wurde im Windenergieleistung. Rahmen eines begleitenden Forschungs- Auch im FEP wird eine Standardleistung für auftrags des BSH vorgenommen. Demnach HGÜ-Systeme in der Nordsee festgelegt. erscheint die Übertragung von 2.000 MW mit Allerdings zeigt sich insbesondere für die Zone bereits heute eingesetzten Kabelquerschnitten 1 und 2 ein heterogenes Bild der Verfügbarkeit in der AWZ unter Einhaltung des 2 K-Kriteriums von Flächen, was für diese Gebiete teilweise zu möglich zu sein. Aufgrund erhöhter einer individuellen Festlegung der Über- naturschutzfachlicher Anforderungen im tragungsleistung eines Anbindungssystems Küstenmeer der Nordsee sind in diesen führen kann. Dabei ist jedoch von einer Bereichen ggf. weitere Maßnahmen zur Standardübertragungsleistung in Höhe von Einhaltung des 2 K-Kriteriums erforderlich. Eine 900 MW pro Anbindungssystem auszugehen, Übertragung von 2.000 MW unter Einhaltung die nicht unterschritten werden darf. Mit Blick auf des 2 K-Kriteriums ist jedoch auch in die Gebiete und Flächen in Zone 3 erscheint Küstenmeerbereichen gegeben. Auf die jedoch die Festlegung einer möglichst hohen erwähnte Vereinbarung vom 11. Mai 2020 wird Standardleistung sinnvoll, um die Anzahl und diesbezüglich verwiesen (Bundesministerium für damit den Raum für Konverterplattformen und Wirtschaft und Energie, 2020). Trassen zur Abführung der Windenergieleistung 4.3.1.4 Gleichstromsystem +/- 525 kV: zu minimieren. Ausführung mit metallischem Für die HGÜ-Systeme in der Zone 1 und 2 der Rückleiter AWZ der Nordsee wird eine Standardüber- HGÜ-Systeme mit der Übertragungsspannung tragungsleistung von 900 MW festgelegt. In +/- 525 kV und einer Übertragungsleistung von Zone 3 der AWZ der Nordsee wird für die 2.000 MW sind zum Zwecke der Erhöhung der Offshore-Anbindungssysteme eine Standard- Ausfallsicherheit sowie einer besseren übertragungsleistung von 2.000 MW festgelegt. Regelbarkeit als Bipol mit metallischem Das Ziel der Erhöhung der Standardleistung im Rückleiter auszuführen. Mit Hilfe dieser Vergleich zum BFO-N 16/17 ist es, die Anzahl Ausführung kann bei Ausfall oder und damit den Raumbedarf für Konverter- Nichtverfügbarkeit eines Pols das System mit plattformen und Trassen zur Abführung der dem verbleibenden Pol als Monopol betrieben Windenergieleistung zu minimieren. Aufbauend werden, was zumindest eine Übertragung von auf dieser Vorgabe von Rahmenparametern maximal 50 % der Übertragungsleistung erlaubt. können Hersteller und Netzbetreiber Bei der Ausführung als Bipol mit metallischem standardisierte Lösungen entwickeln und Rückleiter ist im Gegensatz zu den bislang in der
Leitlinien und Grundsätze 13 AWZ der Nordsee verlegten Gleichstrom- Verbindungen untereinander können zur anbindungssystemen ein weiteres Kabel Gewährleistung der Systemsicherheit beitragen. erforderlich, sodass drei Kabelsysteme im Grundsätzlich kommt eine Verbindung der Bündel zu verlegen sind. Auf die Anbindungsleitungen durch Drehstrom- oder Konsultationsfragen am Ende des Abschnitts durch Gleichstromsysteme in Frage, derzeit wird verwiesen. kann für die Verbindungen jedoch nur die Drehstromtechnologie eingesetzt werden. Die 4.3.1.5 Gleichstromsystem +/- 525 kV: notwendigen Komponenten zur Gleichstrom- Anschluss auf der verbindung untereinander stehen noch nicht zur Konverterplattform / vorzuhaltende Verfügung. Schaltfelder Schaltfelder dienen zum Anschluss der Zum Anschluss von Offshore-Windparks an Drehstrom-Seekabelsysteme von den OWP einer Konverterplattform sind durch den oder der Drehstromverbindung von Anbindungs- zuständigen Übertragungsnetzbetreiber leitungen untereinander. Diese Schaltfelder ausreichend Schaltfelder und J-Tubes müssen, insbesondere in Bezug auf die ggf. vorzusehen. Die Anzahl der Schaltfelder und J- notwendige Blindleistungskompensation, auf Tubes wird in Abhängigkeit der den jeweiligen Einsatzfall ausgelegt werden und Anschlussleistung festgelegt. Für eine die technischen Voraussetzungen für Anschlussleistung von 1.000 MW sind jeweils 12 Verbindungen zwischen Plattformen vorhalten. Schaltfelder und J-Tubes vorzusehen. Pro Zur Gewährleistung einer möglichen Konverterplattform ergeben sich damit 24 Drehstromverbindung zwischen Plattformen Schaltfelder und J-Tubes, die dem Anschluss sind daher grundsätzlich auf jeder von Offshore-Windparks dienen. Konverterplattform mit der Übertragungs- Die Anzahl der für den Anschluss von Offshore- spannung +/- 525 kV zwei Schaltfelder auf jeder Windparks an einer Konverterplattform Plattform vorzuhalten. Auf Kapitel 5.11 wird vorhandenen J-Tubes und Schaltfelder sind verwiesen. häufig Gegenstand der Abstimmung zwischen Um diese Schaltfelder nutzen und zugehörige OWP-Vorhabensträger und dem zuständigen Seekabel auf der Konverterplattform einziehen Übertragungsnetzbetreiber. Im Sinne einer zu können, sind die entsprechenden langfristigen Standardisierung sowie zum technischen Voraussetzungen zu schaffen Zwecke der Gleichbehandlung ist es zielführend, (insbesondere ausreichend J-Tubes). die für eine bestimmte Anschlussleistung zur Verfügung stehenden J-Tubes und Schaltfelder 4.3.1.7 Gleichstromsystem: 66 kV- frühzeitig im FEP festzulegen. Auf die Direktanbindungskonzept Konsultationsfragen am Ende des Abschnitts Wie in Kapitel 4.2.1.1 ausgeführt, wird für die wird verwiesen. Verbindung von Offshore-WEA mit der Konverterplattform das 66 kV-Direkt- 4.3.1.6 Gleichstromsystem +/- 525 kV: anbindungskonzept als Standardanbindungs- Voraussetzungen für konzept festgelegt. Dabei werden die Verbindungen untereinander / Anschlüsse in Drehstromtechnologie mit einer vorzuhaltende Schaltfelder Übertragungsspannung von 66 kV ausgeführt. Der FEP trifft räumliche Festlegungen für Verbindungen zwischen Konverterplattformen, Da es sich bei dem Konzept um einen auf Kapitel 5.11 wird verwiesen. Direktanschluss von Offshore-WEA an die Konverterplattform ohne dazwischenliegende
14 Leitlinien und Grundsätze Umspannplattform handelt, müssen die 4.3.2.1 Drehstromsystem: Offshore-WEA die Voraussetzungen zum Übertragungsspannung 220 kV Anschluss an die Konverterplattform erfüllen, Die bestehenden und im Rahmen des FEP etwa indem sie eine Ausgangsspannung von geplanten Netzanschlusssysteme in der Ostsee 66 kV aufweisen. Für die weiteren technischen werden mit einer Übertragungsspannung von Anschlussvoraussetzungen wird auf die 220 kV in Drehstromtechnologie ausgeführt. Offshore-Netzanschlussregeln des VDE (VDE- Bereits im BFO-O 16/17 wurde diese Variante AR-N 4131) verwiesen. als Standard festgelegt und kann als etabliert bezeichnet werden (vgl. Abschnitt 4.2.2). Zusammenfassung Die Festlegung einer einheitlichen Spannungs- • Ausführung der HGÜ-Systeme in ebene für das Drehstromsystem dient sowohl selbstgeführter VSC-Technologie bezogen auf die Komponenten der Umspann- • Standardübertragungsspannung: +/- plattform als auch auf die Seekabelsysteme zur 320 kV in Zone 1 und 2; +/- 525 kV in Schaffung eines Standards für die Zone 3 Anschlusssysteme. Zudem ergibt sich auch für • Standardübertragungsleistung: 900 MW die Vorhabenträger von OWP eine klare in Zone 1 und 2; 2.000 MW in Zone 3 Planungsgrundlage. Hierdurch sollen Planungs- • Ausführung der Gleichstromsysteme verfahren beschleunigt, Planungssicherheit für +/- 525 kV mit metallischem Rückleiter Netz- und Windparkbetreiber sowie Zulieferer • Gleichstromsystem +/- 525 kV: erreicht und – auch im Sinne der Verbraucher – Vorhaltung von jeweils 12 Schaltfeldern Kosten gesenkt werden. und J-Tubes pro 1.000 MW OWP- Zwei der im Bereich der Ostsee durch den ÜNB Anschlussleistung bereits umgesetzten Netzanbindungssysteme • Gleichstromsystem +/- 525 kV: zum Anschluss von Offshore-Windenergie- Voraussetzungen für Verbindungen vorhaben im Bereich des Clusters 3 des BFO- untereinander durch Vorhaltung von zwei O 16/17 sowie im Küstenmeer beruhen auf einer Schaltfeldern pro Plattform schaffen Übertragungsspannung von 150 kV. Für die • Anbindung von Offshore- weiteren drei realisierten Systeme zur Windenergieanlagen an die Anbindung von OWP-Vorhaben im Bereich von Konverterplattform in 66 kV Gebiet O-1 wurde eine Steigerung der Drehstromtechnologie Übertragungsspannung auf 220 kV umgesetzt. Durch die Auslegung auf eine Spannungsebene 4.3.2 Drehstromsystem Ostsee von 220 kV kann eine – für die Drehstrom- Zum Netzanschluss der OWP in der Ostsee für anbindung – möglichst hohe Übertragungs- den Bereich der AWZ wird analog zur leistung je Kabelsystem realisiert und die Ausführung der bisherigen Netzanschlüsse ein Übertragungsaufgabe mit möglichst wenigen Anbindungskonzept auf Basis der Drehstrom- Kabelsystemen erfüllt werden. technologie verwendet, auf Kapitel 4.2.2 wird verwiesen. 4.3.2.2 Drehstromsystem: Standardleistung 300 MW Aktuell in Betrieb und Bau befindliche Drehstromsysteme in der Ostsee verfügen über eine Übertragungsleistung in Höhe von 250 MW bei einer Übertragungsspannung von 220 kV. Im
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