Energiekonzern Eon steht kurz vor der Fertigstellung seines ersten eigenen Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee. Die gesammelten Erkenntnisse könnten für künftige Projekte hilfreich sein.

Amrumbank West

Im Herbst sollen die Bauarbeiten im rund 40 Kilometer nördlich von Helgoland gelegenen Offshore-Windpark „Amrumbank West“ von Energiekonzern Eon abgeschlossen sein. Wenn es so weit ist, wird auch der letzte von insgesamt drei Windparks im sogenannten Helgoland-Cluster (nach „Meerwind Süd|Ost“ von WindMW und „Nordsee Ost“ von RWE) vollständig ans Netz gegangen sein. Damit endet für die Projektentwickler eine lange Phase der Vorbereitung und Umsetzung, die schon vor 15 Jahren mit der Beantragung beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ihren Anfang genommen hatte. Noch ist es aber nicht ganz so weit, noch müssen die letzten Windkraftanlagen im 32 Quadratkilometer großen Baufeld installiert werden. Wenn alle 80 Turbinen ihre Produktion aufgenommen haben, wird der nach Eon-Angaben gut eine Milliarde Euro teure Windpark über eine installierte Leistung von 288 Megawatt (MW) verfügen und damit rechnerisch bis zu 300.000 Haushalte mit Strom versorgen können. Jenseits von Zahlen und Daten lässt sich die Geschichte von „Amrumbank West“ aber auch als exemplarisch für den Bau von Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee erzählen, wie er bisher verlaufen ist: sowohl was verspätete Netzanbindungen als auch was individuelle Herausforderungen während der Projektverlaufs angeht.
Wie andere Betreiber von Windparks in der Nordsee bekam auch Eon Mitte 2011 vom zuständigen Übertragungsnetzbetreiber Tennet mitgeteilt, dass sich der Anschluss verzögern werde – und zwar gemessen an den ursprünglichen Planungen um 15 Monate. Anders als einige Mitbewerber erhielt der Düsseldorfer Konzern diese Nachricht allerdings noch kurz vor der finalen Investitionsentscheidung, sodass der projektinterne Zeitplan auf die neuen Gegebenheiten eingestellt werden konnte. Nach diesem angepassten Zeitplan erreicht das Projekt nun weitestgehend pünktlich die Zielgerade, auch wenn das die Verantwortlichen unterwegs die eine oder andere schlaflose Nacht gekostet haben dürfte. Schlechtwetterphasen, eine vom BSH geforderte und zuvor nicht einkalkulierte Erweiterung des Schallschutzsystems bei den Ramm-Arbeiten, Probleme mit der Eigenschwingung der Fundamente beim Ablassen ins Wasser und andere ungeplante Vorkommnisse führten zwischenzeitlich zu Verzögerungen, die letztlich nur durch die Charterung eines zusätzlichen Schwimmkrans zur Unterstützung bei der Fundamente-Installation wieder aufgeholt werden konnten.
Nach der Beteiligung am Testfeld „Alpha Ventus“ ist „Amrumbank West“ der erste Windpark in deutschen Gewässern, den Eon allein betreibt. Die finale Investitionsentscheidung für das Ostsee-Projekt „Arkona Becken Südost“ soll noch in diesem Jahr fallen, mit „Delta Nordsee“ hat das Unternehmen einen weiteren Meereswindpark in deutschen Gewässern in der Entwicklung. Wie es anschließend hierzulande weitergeht, wird laut Sven Utermöhlen, Leiter der Erneuerbare-Energien-Projekte im Konzern, entscheidend davon abhängen, wie die Bundesregierung das Ausschreibungsdesign zur Bestimmung der künftigen Einspeisevergütungen gestaltet. „Grundsätzlich halte ich Ausschreibungen für in Ordnung“, sagt der Sparten-Chef. „Der Wechsel muss allerdings gelingen, ohne dass die Branche wieder einen Knick bekommt.“

Ein ausführlicher Bericht über das Projekt ist in der August-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 85 bis 87 zu lesen.