Vattenfall/Jes Larsen
Seit 2002 drehen sich in Horns Rev vor der dänischen Westküste Offshore-Windräder. Die Technologie hat in dieser Zeit einen Quantensprung gemacht.
Kostensenkung in der Windenergie
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27.02.2019
Die Reise zur Null
Von Peter Ringel
Die elf Windräder, die 1991 im flachen Wasser vor dem Dörfchen Vindeby auf Lolland ans Netz gingen, gelten manchen als erster Offshore-Park der Welt. Andere werten die 450-Kilowatt-Turbinen lediglich als Nearshore-Installation und sehen in Horns Rev 1, weit vor der Küste Jütlands, den ersten wirklichen Offshore-Windpark. Wie auch immer – Pioniere waren in jedem Fall die Dänen.
Die Vestas-Turbinen, die sich seit 2002 in Horns Rev 1 drehen, erreichen mit ihrem Rotordurchmesser von 80 Metern eine Leistung von jeweils zwei Megawatt. Das ist mehr als das Vierfache der Vindeby-Anlagen. Bei der Erweiterung Horns Rev 3, die noch dieses Jahr in Betrieb gehen soll, kommen bereits Turbinen mit einer Leistung von mehr als acht Megawatt zum Einsatz. Das bedeutet: Seit 2002 hat der dänische Hersteller die Rotorlänge verdoppelt und die Leistung erneut vervierfacht.
Zur ganzen Geschichte gehört aber auch: Schon nach zwei Jahren mussten alle 80 Windkraftwerke von Horns Rev 1 demontiert, an Land repariert und erneut installiert werden. Obwohl speziell für den Offshore-Einsatz angepasst, waren manche Bauteile den rauen Bedingungen auf See nicht gewachsen. Getriebe streikten, weil die Kombination von Öl und Anstrich nicht zusammenpasste. Die Nordseeluft ließ nicht ausreichend isolierte Trafos und Generatoren korrodieren. Mahner wie der Enercon-Gründer Aloys Wobben sahen sich bestätigt, dass die Risiken auf See zu hoch seien. Das Debakel in Dänemark versetzte den Offshore-Planern einen herben Dämpfer.
Die Windenergie hat viel Lehrgeld gezahlt. Jetzt sind die Probleme gemeistert
Doch inzwischen hat die Branche einen gewaltigen Entwicklungssprung hingelegt – die Herausforderungen gelten als überwunden. Trotz starkem Wind und Wellengang, trotz salzhaltiger Luft und der anspruchsvollen Verankerung der Fundamente im Meeresboden liefen Ende 2017 in Dänemark mehr als 500 Turbinen auf See. In Deutschland erzeugen sogar schon rund 1200 Turbinen in 19 Offshore-Windparks Strom.
Und das Ende der Fahnenstange ist noch nicht erreicht, die Anlagen werden weiterhin immer leistungsstärker: GE hat mit der Haliade-X eine Zwölf- Megawatt-Turbine angekündigt, auch MHI Vestas und Siemens Gamesa versprechen Leistungen im zweistelligen Bereich.
Solche Anlagen sind ein wesentlicher Grund dafür, dass bei den Versteigerungen von Lizenzen für Offshore-Windparks in Deutschland und den Niederlanden mehrere Betreiber sogenannte Null-Cent-Gebote einreichten. Die Null bezieht sich dabei auf die Höhe der Mindestvergütung, die sie vom Staat für den Strom erhalten. Die Betreiber verzichten also darauf – sie kalkulieren damit, dass sich die Offshore-Windparks allein über den schwankenden Preis an der Strombörse refinanzieren.
Für Staunen sorgen dabei nicht nur die Ausmaße der Riesenturbinen, die solche Gebote möglich machen. Fast noch beeindruckender ist, in welch kurzer Zeit die Technologie entwickelt wurde.
Vestas, Tacke, Enercon: Seit den 80ern treiben Pioniere die Technologie voran
Den ersten Meilenstein setzt Vestas in den 80er-Jahren mit kommerziellen 50-Kilowatt-Anlagen. Die Turbinen sind serienreif, keine Bastelei und kein Forschungsprojekt wie Growian, erinnert sich Andreas Reuter, Leiter des Fraunhofer IWES in Bremerhaven und Professor für Windenergietechnik an der Leibniz Universität Hannover. Einen Leistungssprung bringen Anfang der 90er-Jahre Anlagen wie die Tacke 600. „Rustikale Technik und einfach aufgebaut“, konstatiert Reuter, der 1995 zur Betriebsfestigkeit von Windkraftanlagen promoviert hat. Mit diesen Anlagen werden erstmals relevante Mengen Strom eingespeist.
Ein weiterer Meilenstein ist der Direktantrieb der E-40 von Enercon. Das klassische Konzept, das auf „Teilen aus dem Maschinenbaukasten“ beruhte, habe der Entwickler Aloys Wobben mit speziellen Generatoren und Vollumrichtern hinter sich gelassen, schwärmt Reuter. Anfang der 2000er bringen industriell gefertigte Zwei-Megawatt-Anlagen mit guten Netzeigenschaften und erste Offshore-Installationen erneut einen Quantensprung.
Vor zehn Jahren hätte ich mir nicht träumen lassen, dass es heute so lange Rotorblätter gibt
Andreas Reuter, Leiter des Fraunhofer IWES
Wie weit kann die Entwicklung noch gehen? Ende 2019 wird am IWES in Bremerhaven ein neuer Teststand für die Prüfung von bis zu 115 Metern messenden Rotorblätter gebaut. Mit dieser Länge könnten Turbinen auf eine Leistung von etwa 15 Megawatt kommen. „Vor zehn Jahren hätte ich mir nicht träumen lassen, dass es heute so lange Rotorblätter gibt“, sagt der Institutsleiter.
Dennoch werde es nicht ewig so weitergehen: „Die 20-Megawatt-Turbine mit 300 Meter Rotordurchmesser wird es nicht geben.“ Bei einer Nennleistung von 15 Megawattschätzt Reuter die nötige Entwicklungszeit bereits auf bis zu zehn Jahre. „Bei dieser Größe bewegt man sich weit aus der Komfortzone heraus.“
Drei Mal 40 Tonnen: Die Rotorblätter werden immer schwerer
Soll die Leistung gegenüber aktuellen Topmodellen um ein knappes Drittel wachsen, ist das mit der derzeit eingesetzten Technik nicht möglich. Hintergrund: Die vom Rotor überstrichene Fläche wächst gemäß der Kreisformel mit der zweiten Potenz des Radius', die Masse dagegen mit der dritten. Schon heute drehen sich drei Mal 40 Tonnen um die Naben. Damit das Gewicht der Blätter beherrschbar bleibt, sind Design und Material anzupassen. Das allein reicht allerdings nicht. Weil längere Rotoren langsamer laufen, um die Geschwindigkeit der Blattspitzen nicht zu hoch werden zu lassen, sind größer übersetzte Getriebe nötig.
Bei Fünf- Megawatt-Anlagen konnte man noch auf Erfahrungen von Schiffsantrieben zurückgreifen, erklärt Reuter. Bei den Riesenturbinen brauche es dagegen Neuentwicklungen beim Antriebsstrang. Auch wenn die Konstrukteure auf einen Direktantrieb setzen, darf dieser nicht zu groß werden. Gebraucht wird also ein ganzes Bündel an Innovationen – und eine beträchtliche Finanzkraft. Reuter schätzt: „Die Entwicklung einer Zwölf- Megawatt-Turbine kostet locker eine halbe Milliarde Euro.“ Dieser Aufwand könne zu einer weiteren Konsolidierung der Branche führen. Derzeit konkurrieren vier Akteure um die zwei bis drei jährlich zugebauten Gigawatt.
privat
„Die Entwicklung einer Zwölf-Megawatt-Turbine kostet locker eine halbe Milliarde Euro“, sagt Andreas Reuter, Leiter des Fraunhofer IWES.
Stärkere Turbinen sind eine Option, um die Kosten von Offshore-Wind weiter zu senken. Daneben sieht Reuter viele weitere Möglichkeiten: Bei der Gründung zum Beispiel durch sogenannte Saugglocken-Fundamente oder durch Monopiles, die mit exakter berechneten Sicherheitsreserven weniger Material benötigen. Auch bei der Verkabelung lassen sich die Kosten drücken. Etwa indem man sich die Umrichter spart, wenn innerhalb eines Parks nur Gleichstromleitungen liegen.
Doch nicht nur die Technik, sondern auch Geschäftsmodelle könnten in Zukunft ganz anders aussehen, vermutet Reuter: „Vielleicht werden Windparks künftig vor allem Wasserstoff produzieren und nur ab zu Strom verkaufen.“
Die Profitabilität hängt laut McKinsey von weiteren Leistungszuwächsen ab
Die Betreiber des ersten deutschen Offshore-Windparks Alpha Ventus, der 2009 ans Netz ging, erhalten noch 150 Euro pro Megawattstunde für ihren Strom. Davon können die Bauherrn künftiger Parks nur träumen: Im Zuge der Ausschreibungen ist es zu einem gewaltigen Preissturz gekommen. Klar ist deshalb, dass mit immer spitzerem Bleistift kalkuliert werden muss. „Die Margen sind durch das Auktionsregime stark unter Druck geraten“, sagt Andreas Schlosser von McKinsey.
Die Beratungsfirma hat bei 16 geplanten Parks in Dänemark, Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden die Chancen auf einen rentablen Betrieb untersucht. Zugrunde gelegt wurden dafür neben den Vergütungen und erwarteten Erlösen unter anderem die erwartete Betriebszeit, die Kosten für Bau, Wartung und Netzanbindung sowie Faktoren wie Windgeschwindigkeiten und Wassertiefen.
Das Ergebnis: Es sei nicht sicher, dass alle Projekte in der Gewinnzone landen. Aktuell angeschlossene Anlagen dürften profitabel sein, da sie voraussichtlich mehr als 75 Euro pro Megawattstunde generieren. Viele Offshore-Parks, die nach 2019 ans Netz gehen, erscheinen den Beratern dagegen als riskanteres Investment. Wenn Betreiber auf eine fixe Vergütung verzichten, hängt der Ertrag von den Preisen an den Strombörsen ab. Sind durchschnittlich mehr als 50 Euro pro Megawattstunde zu erzielen, dürften sich die in den kommenden Jahren geplanten Windparks in der Nordsee rechnen. Sinken die Großhandelspreise während der Betriebszeit der Turbinen aber im Mittel auf 30 Euro, könnten manche Projekte zum Verlustgeschäft werden.
Mitentscheidend für den Erfolg ist, wie leistungsstark künftige Turbinen sind. Installiert man Mitte des nächsten Jahrzehnts Anlagen mit zwölf oder 15 Megawatt Nennleistung, kann das den Unterschied ausmachen, ob ein Windpark Gewinn abwirft oder nicht.
Die Kostenkurve sinkt rasant. Ausgereizt ist das Potenzial aber noch nicht
Größe allein reicht allerdings nicht – ausschlaggebend für den Erfolg eines Offshore-Projekts sind viele weitere Faktoren. McKinsey zufolge werde beispielsweise der für 2023 geplante britische Windpark Hornsea 2 mit bereits verfügbaren 8,5- Megawatt-Anlagen rentabel sein. Das zwei Jahre später geplante EnBW-Projekt He Dreiht erscheint den Beratern dagegen deutlich weniger lukrativ. Es könne sogar mit Zwölf-Megawatt-Turbinen die Gewinnschwelle verfehlen, wenn nicht an anderer Stelle optimiert wird. Die Alternative seien noch stärkere Anlagen, um den Aufwand bei Bau und Betrieb des fernab der Küste liegenden Windparks auszugleichen.
Ørsted
Bau des Offshore-Windparks Gode Wind: Die Lebensdauer der Anlagen steigt – und damit auch ihre Profitabilität.
Aber sind Turbinen mit zwölf bis 15 Megawatt in einigen Jahren tatsächlich verfügbar? „Bei den Zulieferern ist man zuversichtlich, das zu schaffen“, sagt Schlosser. Auch wenn es technologisch höchst anspruchsvoll sei. Offshore-Wind werde allerdings nicht nur durch längere Rotoren und größere Turbinen immer günstiger. Entscheidend ist auch eine höhere Lebenserwartung der Technik, erklärt der McKinsey-Partner: „Während man in den 1990ern noch mit einer Betriebszeit von 15 Jahren kalkulierte, sind es inzwischen eher 25 Jahre.“
Die Industrie sei reifer geworden und die Kostenkurve zeige steil nach unten. Ausgereizt ist das Potential den Unternehmensberatern zufolge noch lange nicht: Die Beschaffungskosten ließen sich in den nächsten fünf bis zehn Jahren noch einmal signifikant um rund 45 Prozent senken, weitere 20 Prozent seien bei Finanzierung, Betrieb und Vermarktung herauszuholen.
Der Kohleausstieg verändert den Energiemarkt – zugunsten von Offshore-Wind
Ein weiterer kostensenkender Effekt: Je vertrauter Investoren mit Offshore-Wind werden, desto geringer fallen die Risikoaufschläge bei der Finanzierung aus. Die war zuletzt ohnehin vergleichsweise günstig zu haben. Auch sinkende Stahlpreise ließen die Kosten purzeln. Solche Posten könnten künftig zwar wieder teuer werden. Dennoch sei Offshore-Wind weiterhin ein Geschäft mit guten Aussichten, glaubt Unternehmensberater Schlosser: „Wir gehen davon aus, dass die Margen auskömmlich bleiben, wenn sich die gesamte Industrie dem Kostendruck stellt und alle Kostensenkungspotentiale ausnutzt.“
Der tatsächliche Ausbau hänge jedoch wesentlich davon ab, ob die Stromerzeugung auf See mit der von Solarmodulen und Windturbinen an Land konkurrieren kann. Im Wettbewerb der Erneuerbaren könnte der Kohleausstieg den Anlagen auf dem Meer einen Schub geben, da sie vergleichsweise mehr Grundlast abdecken, erwartet Schlosser. Das hänge allerdings davon, wann und wie die Kohleverstromung im Detail beendet wird.
