| Die Europäische Kommission hat nun ihr lang erwartetes Offshore-Strategiepapier für erneuerbare Energien veröffentlicht. Eines der auffälligsten Merkmale des Dokuments ist das Ausmaß der Ambitionen für die Offshore-Erzeugung. Die Offshore-Windkapazitäten in der EU sollen von derzeit rund 12 GW (ohne Großbritannien) auf 60 GW bis 2030 und 300 GW bis 2050 anwachsen.
Windstromerzeugung in dieser Größenordnung impliziert ein Umdenken sowohl im Projekt- als auch im Marktdesign. Der massive Einsatz von Offshore-Windenergie verlangt nach einem stärker vernetzten und miteinander verbundenen Offshore-Übertragungsnetz. Von besonderem Interesse ist der Einsatz von sogenannten Hybridprojekten, bei denen Offshore-Generatoren an mehrere Küsten in verschiedenen Ländern angebunden sind. Wie unser Report für die Kommission verdeutlicht, werfen Hybridprojekte potenzielle Herausforderungen für das Marktdesign auf, insbesondere wenn Offshore-Generatoren wie bisher einfach in bestehende (Onshore-) Stromgebotszonen integriert werden. Die Schaffung neuer Offshore-Gebotszonen könnte eine Lösung für diese Probleme darstellen und es dem Markt ermöglichen, die technischen Grenzen des Offshore-Netzes zu „erkennen“. Dieser Ansatz birgt jedoch auch das Risiko, kommerzielle Anreize für Investitionen in Offshore-Windparks zu verringern. Bisher wurden die meisten Offshore-Erzeugungsprojekte mit direkter Übertragungsverbindung zur Küste realisiert. Bei diesem Aufbau wird die zugehörige Übertragungsinfrastruktur ausschließlich vom Offshore-Generator und daher nur in dem Umfang genutzt, in dem Strom erzeugt wird. Ein vermaschtes Offshore-Übertragungssystem ermöglicht verringerte Kabelverlegung und höhere Netzauslastung, wodurch Kosten, Umweltauswirkungen und die Nutzung des knappen Meeresraums reduziert werden. Hybridprojekte zeichnen sich dadurch aus, dass die Übertragungsinfrastruktur nicht nur zur Anbindung der Offshore-Erzeugung, sondern auch zur Stromübertragung zwischen verschiedenen Gebotszonen und Ländern genutzt werden kann. Dies trägt nicht nur dazu bei, dass der Strom flexibel dorthin geleitet wird, wo er am dringendsten benötigt wird, sondern ermöglicht potenziell auch Offshore-Windprojekte an entlegeneren Standorten. Das grundlegende Problem bei der Einbeziehung der Offshore-Erzeugung in bestehende Gebotszonen besteht darin, dass das Marktdesign die physischen Einschränkungen des Offshore-Netzes nicht widerspiegelt. Da die verfügbare Übertragungskapazität zwischen der Anbindung der Offshore-Erzeugung und dem Stromfluss zwischen verschiedenen Gebotszonen aufgeteilt werden muss, hängt die Kapazität, die für den Handel mit Strom zwischen Zonen zur Verfügung gestellt werden kann, stark von der Offshore-Erzeugung ab. Wenn diese Stromflüsse identisch mit der restlichen Onshore-Erzeugung in der Zone behandelt wird, kann der Markt Schwierigkeiten haben, festzustellen, was technisch machbar ist und was nicht. In der Praxis bedeutet die Ausweitung der Onshore-Gebotszonen auf Offshore-Hybridprojekte, dass die Systembetreiber gezwungen sein werden, das Handelsvolumen, das zwischen den Zonen auftreten kann, anhand ihrer Prognosen zur Offshore-Erzeugung anzugeben. Mit anderen Worten bedeutet das, dass die Systembetreiber eine fundierte Schätzung des Kapazitätsvolumens vornehmen müssen, das von der Offshore-Erzeugung nicht benötigt wird. Wenn sich diese Prognosen unweigerlich als falsch herausstellen, müssen Systembetreiber eingreifen. Stromhandelsgeschäfte müssen umgekehrt und Einspeisemanagement betrieben werden, um zu verhindern, dass die begrenzte verfügbare Übertragungskapazität überlastet wird. Die Erweiterung bestehender Gebotszonen vor der Küste würde wahrscheinlich auch gegen die bestehenden europäischen Vorschriften verstoßen, wonach mindestens 70% der Übertragungskapazität zwischen Gebotszonen dem Markt für den zonenübergreifenden Handel angeboten werden müssen. Wenn mehr als 30% der Kapazität alternativ für die Anbindung der Offshore-Erzeugung verwendet werden könnten, könnte diese Regelung die Notwendigkeit implizieren, überschüssige Offshore-Winderzeugung einzuschränken, nur um die Leitungskapazitäten für den Handel offen zu halten. Ein solches Ergebnis würde bedeuten, kostenlosen erneuerbaren Strom abzuregeln, und ist sowohl ineffizient als auch nachteilig für die Verwirklichung der europäischen Energie- und Klimaziele. Die Schaffung neuer Offshore-Gebotszonen könnte eine Lösung für diese Probleme bieten und es dem Markt ermöglichen, die technischen Einschränkungen des Offshore-Netzes zu „erkennen“. Wie aus unserem Bericht hervorgeht, wirft die Nutzung solcher Zonen jedoch eine Reihe praktischer und politischer Fragen auf. Selv om hvert slikt prisområde kan avgrenses av landegrensene, vil prisområdene til havs trolig av natur være multinasjonale. I få fall må systemdrift og øvrige rammebetingelser tilpasses. Dette er imidlertid ikke umulig, multinasjonale prisområder er ikke noe nytt i Europa. Ikke minst representerer Irland et potensielt instruktivt eksempel på hvordan man kan organisere multinasjonale prisområder til havs. Obwohl solche Zonen möglicherweise auf einen einzigen europäischen Mitgliedsstaat beschränkt sein könnten, kann es sinnvoll sein, dass einige Offshore-Gebotszonen transnationaler Natur sind. In diesem Fall müssten die Systembetreiber- und Governance-Regelungen angepasst werden, um die Entstehung einer solchen Zone zu erleichtern. Allerdings sind multinationale Gebotszonen in Europa nicht gänzlich unbekannt. Insbesondere der einheitliche irische Strommarkt ist ein potenziell lehrreiches Beispiel dafür, wie Vorkehrungen getroffen werden könnten, um den Anforderungen einer multinationalen Offshore-Gebotszone gerecht zu werden. Problematischer ist die Tatsache, dass Offshore-Gebotszonen zu einer unterschiedlichen Aufteilung der Markteinnahmen führen, wobei weniger Einnahmen für Offshore-Windparks anfallen und diese dafür bei Übertragungsnetzbetreibern landen. Bei der im Rahmen unserer Arbeit durchgeführten Modellierung des Stromsystems reduzierte die Verwendung von Offshore-Gebotszonen die Gesamteinnahmen der Generatoren um 1 bis 5%, wenn auch mit erheblichen Abweichungen zwischen den Projekten. Während einige Projekte von der Wahl von Offshore-Gebotszonen nicht betroffen sind, verringerten sich die Generatoreinnahmen bei den am stärksten betroffenen Projekten um 11%.
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