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Die geplante Ausweitung der Installation von Offshore-Windkraftanlagen in Nord- und Ostsee als Teil der Umstrukturierung der deutschen Stromerzeugung hin zu einem höheren Anteil Erneuerbarer Energien soll die Zuverlässigkeit der Stromversorgung nicht verringern. Dieser Ausbau soll einerseits bei möglichst geringen Kosten stattfinden, während andererseits die Rendite neuer Offshore-Windparks ausreichend attraktiv bleiben muss, um die dafür benötigten erheblichen Investitionen auszulösen. Um den Einfluss des Vergütungsmodells, der Umweltbedingungen in Nord- und Ostsee, des bestehenden Kraftwerksparks und der physikalischen Randbedingungen auf die zukünftige Entwicklung von Offshore-Windkraftanlagen zu ermitteln, wurden im Rahmen dieser Arbeit verschiedene Teilmodelle in der Mathematik-Software MATLAB© entwickelt und miteinander verknüpft: • Ein Optimierungsalgorithmus für Mehrgrößenprobleme, der effizient und zuverlässig die Pareto-Front für 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 können vier unterschiedliche Kennzahlen berechnet werden. • Ein Kostenmodell, das die Kosten für die Hauptkomponenten einer Offshore-Windkraftanlage, inklusive Netzanschluss und Installation, aus einer begrenzten Anzahl von Design-Parametern ermittelt. • Ein Skalierungsmodell für Kennlinien von Windkraftanlagen, das es ermöglicht, mit geringem Rechenaufwand sehr realitätsnahe Kennlinien für geplante Windkraftanlagen mit beliebigen Bemessungsleistungen und Rotordurchmessern aus den Kennlinien bereits existierender Anlagen abzuleiten. • Eine auf neuronalen Netzen basierende Fehlerkorrekturfunktion für die Windmessdaten der FINO-Forschungsplattformen, die es ermöglicht, die Messwerte ausgefallener Sensoren aus den Werten benachbarter Sensoren zu rekonstruieren. • Eine Implementierung des EEG-Vergütungsmodells, das alle wichtigen Einflussfaktoren berücksichtigt und den Barwert einer Investition für die beiden möglichen Vergütungsvarianten berechnet. Basierend auf den mit dem Gesamtmodell durchgeführten Optimierungen werden Schlussfolgerungen über die zukünftige 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 Versorgungszuverlässigkeit optimal. • Um den Beitrag von Offshore-Windparks zur Versorgungszuverlässigkeit weiter zu erhöhen, ist eine Senkung der spezifischen Leistung effektiver als eine Vergrößerung der Nabenhöhe. • Eine Senkung der spezifischen Leistung reduziert die Rendite deutlich und erhöht die Stromgestehungskosten leicht. • Für einen vorgegebenen Standort entspricht die Anlagenauslegung mit der höchsten Rendite in den betrachteten Fällen auch der Auslegung mit den niedrigsten volkswirtschaftlichen Kosten. • Eine Erhöhung des Kapazitätskredits erhöht die Stromgestehungskosten nur unwesentlich. • Eine Erhöhung der Nabenhöhe über 150m erhöht die Stromgestehungskosten und senkt die Rendite. • Die Entfernungskomponente der Vergütung nach EEG trägt nicht zu einer sinnvollen Steuerung der Auslegung von Offshore-Windkraftprojekten bei. • Die Einführung einer "‘Verstetigungskomponente"’ in die Vergütung nach EEG kann dazu beitragen, die Entwicklung so zu beeinflussen, dass Offshore-Windkraftanlagen einen größeren Beitrag zur Netzstabilität leisten. • Die ideale Anlagengröße für Windparkprojekte in der deutschen AWZ beträgt 7MW bis 10MW bei Rotordurchmessern zwischen 160m und 240m.