Berechnung der optimalen Auslegung von Offshore-Windkraftanlagen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit

Die geplante Ausweitung der Installation von Offshore-Windkraftanlagen in Nord- und Ostsee als Teil der Umstrukturierung der deutschen Stromerzeugung hin zu einem hoheren Anteil Erneuerbarer Energien soll die Zuverlassigkeit der Stromversorgung nicht verringern. Dieser Ausbau soll einerseits bei moglichst geringen Kosten stattfinden, wahrend andererseits die Rendite neuer Offshore-Windparks ausreichend attraktiv bleiben muss, um die dafur benotigten erheblichen Investitionen auszulosen. Um den Einfluss des Vergutungsmodells, der Umweltbedingungen in Nord- und Ostsee, des bestehenden Kraftwerksparks und der physikalischen Randbedingungen auf die zukunftige Entwicklung von Offshore-Windkraftanlagen zu ermitteln, wurden im Rahmen dieser Arbeit verschiedene Teilmodelle in der Mathematik-Software MATLAB© entwickelt und miteinander verknupft: • Ein Optimierungsalgorithmus fur Mehrgrosenprobleme, der effizient und zuverlassig die Pareto-Front fur Optimierungsprobleme mit einer beliebigen Anzahl von Parametern und Zielfunktionen ermitteln kann. • Eine Methode zur Berechnung des Beitrags eines einzelnen Kraftwerks oder eines beliebigen Kraftwerksparks zur gesicherten Leistung im Netz, basierend auf dem real existierenden Kraftwerkspark in Deutschland in den Jahren 2006 bis 2010. Es konnen vier unterschiedliche Kennzahlen berechnet werden. • Ein Kostenmodell, das die Kosten fur die Hauptkomponenten einer Offshore-Windkraftanlage, inklusive Netzanschluss und Installation, aus einer begrenzten Anzahl von Design-Parametern ermittelt. • Ein Skalierungsmodell fur Kennlinien von Windkraftanlagen, das es ermoglicht, mit geringem Rechenaufwand sehr realitatsnahe Kennlinien fur geplante Windkraftanlagen mit beliebigen Bemessungsleistungen und Rotordurchmessern aus den Kennlinien bereits existierender Anlagen abzuleiten. • Eine auf neuronalen Netzen basierende Fehlerkorrekturfunktion fur die Windmessdaten der FINO-Forschungsplattformen, die es ermoglicht, die Messwerte ausgefallener Sensoren aus den Werten benachbarter Sensoren zu rekonstruieren. • Eine Implementierung des EEG-Vergutungsmodells, das alle wichtigen Einflussfaktoren berucksichtigt und den Barwert einer Investition fur die beiden moglichen Vergutungsvarianten berechnet. Basierend auf den mit dem Gesamtmodell durchgefuhrten Optimierungen werden Schlussfolgerungen uber die zukunftige Entwicklung der Offshore-Windkraft in Deutschland abgeleitet: • Eine niedrige spezifische Leistung von maximal 250W=m2 ist an allen Standorten volkswirtschaftlich und betriebswirtschaftlich sowie im Hinblick auf die Versorgungszuverlassigkeit optimal. • Um den Beitrag von Offshore-Windparks zur Versorgungszuverlassigkeit weiter zu erhohen, ist eine Senkung der spezifischen Leistung effektiver als eine Vergroserung der Nabenhohe. • Eine Senkung der spezifischen Leistung reduziert die Rendite deutlich und erhoht die Stromgestehungskosten leicht. • Fur einen vorgegebenen Standort entspricht die Anlagenauslegung mit der hochsten Rendite in den betrachteten Fallen auch der Auslegung mit den niedrigsten volkswirtschaftlichen Kosten. • Eine Erhohung des Kapazitatskredits erhoht die Stromgestehungskosten nur unwesentlich. • Eine Erhohung der Nabenhohe uber 150m erhoht die Stromgestehungskosten und senkt die Rendite. • Die Entfernungskomponente der Vergutung nach EEG tragt nicht zu einer sinnvollen Steuerung der Auslegung von Offshore-Windkraftprojekten bei. • Die Einfuhrung einer "‘Verstetigungskomponente"’ in die Vergutung nach EEG kann dazu beitragen, die Entwicklung so zu beeinflussen, dass Offshore-Windkraftanlagen einen groseren Beitrag zur Netzstabilitat leisten. • Die ideale Anlagengrose fur Windparkprojekte in der deutschen AWZ betragt 7MW bis 10MW bei Rotordurchmessern zwischen 160m und 240m.