Aufbauend auf der Zusammenarbeit im Rahmen des North Sea Wind Power Hubs erstellten Energynautics und Ea Energy Analyses eine gemeinsame Studie für den Übertragungsnetzbetreiber TenneT zur Bewertung von Gebotszonendesigns für hybride Offshore-Windparks. Mit Fokus auf ein fiktives 2037 Szenario entwickelte das Team eine hochdetaillierte EU-weite Netztopologie. Von zentraler Bedeutung war dabei die präzise Abbildung des europäischen Markthandels: Die Studie wurde dementsprechend als lastflussbasiertes Marktmodell (Flow-Based Market Coupling, FBMC) durchgeführt, wobei n-1-sichere Netzconstraints direkt aus der zukünftigen Topologie abgeleitet wurden. Dabei wurde durchgängig Advanced Hybrid Coupling (AHC) verwendet. Abschließend wurde eine n-1-Redispatch-Optimierung durchgeführt, um die Gesamtsystemkosten zu bewerten.

Software und Modellierung

Um das komplexe Zusammenspiel zwischen Märkten und physikalischen Lastflüssen zu erfassen, wurde eine iterative Schleife zwischen zwei Open-Source-Tools implementiert: Balmorel für die Marktoptimierung und ökonomische Bewertung (Ea Energy Analyses) sowie PyPSA für die Netzanalyse, den iterativen Netzausbau, das Engineering und Presolving der FBMC-Constraints sowie die Redispatch-Optimierung (Energynautics). Diese Methodik ermöglichte die Quantifizierung der vollen Kosten von Netzengpässen.

Marktintegration von hybriden Interkonnektoren

Der Übergang von der klassischen radialen Anbindung – bei der Offshore-Windparks lediglich mit einem einzelnen Onshore-Punkt verbunden sind – hin zu hybriden Konfigurationen markiert einen grundlegenden Wandel von reiner Stromerzeugung zu dualer Infrastruktur. Historisch dienten Offshore-Anlagen ausschließlich der lokalen Netzeinspeisung; moderne hybride Designs fungieren jedoch zeitgleich als Anbindung für Offshore Wind und als grenzüberschreitende Interkonnektoren.

Während diese Doppelrolle erhebliches Potenzial für den grenzüberschreitenden Handel und eine verstärkte europäische Marktintegration bietet, erhöht sie die Komplexität des Marktdesigns erheblich. Die Herausforderung besteht darin, Windenergieeinspeisung und kommerziellen Handel so auszubalancieren, dass die Systemsicherheit gewährleistet bleibt. In diesem Zusammenhang wurden zwei grundlegende Konzepte untersucht:

• Offshore-Gebotszonen (Offshore Bidding Zones, OBZ): Die Offshore-Wind-Hubs werden als separate Zonen aufgesetzt.
• Home-Market-Modell (HM): Hierbei werden Offshore-Hubs marktseitig direkt in die bestehenden Onshore-Gebotszonen integriert.

Zentrale Ergebnisse

Die Studie macht die Effekte der unterschiedlichen Marktintegration sichtbar, sowohl aus Markt- als auch aus Systemperspektive. Des weiteren werden FBMC-Effekte in Bezug auf Offshore Gebotszonen diskutiert.

• Systemeffizienz vs. Erlöse der Projektierer: Das HM-Modell führt zu höheren Erlösen für Entwickler, bedingt jedoch einen höheren Redispatch-Bedarf und insgesamt höhere Systemkosten.
• Netztransparenz: Das OBZ-Modell bildet die physikalischen Netzkapazitäten präziser ab. Damit bietet es Vorteile hinsichtlich langfristiger Systemsicherheit und kostenoptimiertem Netzbetrieb gegenüber dem HM-Setup.
• FBMC-Effekte: Für die simulierte Topologie zeigen die Ergebnisse dass FBMC-Effekte auftreten. Das wirkt sich jedoch nicht negativ auf die Erlöse der Offshore Windfarmen aus.

Diese Erkenntnisse helfen beim Verständnis der Marktintegration von Offshore Windfarmen. FBMC-Effekte werden quantifiziert und eingeordnet. Die Studie trägt damit zum Verständnis der Marktintegration von Offshore Wind bei.

Market Assessment on Integration of Offshore Bidding Zones Under Advanced Hybrid Coupling
Quantitative analysis on market value and total system costs

• Download des vollständigen Reports (englisch)