In der Nordsee nimmt ein weiteres Offshore-Projekt Formen an: Etwa 37 Kilometer nördlich von Borkum hat Dong Energy das erste von insgesamt 77 Fundamenten im Windpark „Borkum Riffgrund 1“ errichtet. Der Park soll spätestens 2015 komplett in Betrieb genommen werden und dann über eine installierte Leistung von 277 Megawatt verfügen.
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Eon startet mit dem Bau von „Amrumbank West“
Das erste Fundament steht: 37 Kilometer nordwestlich von Helgoland hat Eon mit dem Bau des Offshore-Windparks „Amrumbank West“ begonnen. Bis zum Spätsommer 2015 sollen dort insgesamt 80 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 288 Megawatt installiert werden.
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Offshore-Windpark „DanTysk“: Alle Fundamente stehen
Nach rund neun Monaten Bauzeit haben Vattenfall und die Stadtwerke München das letzte von insgesamt 80 Monpopile-Fundamenten im Nordsee-Windpark „DanTysk“ gesetzt. Besonderer Höhepunkt im bisherigen Projektverlauf war nach Unternehmensangaben die Errichtung des nördlichsten Fundaments „DT-22″, das nunmehr zugleich den nördlichsten Landpunkt Deutschlands markiert. Seine Koordinaten lauten 55°14’04.43″ N und 7°10’13.68“ E. Die Inbetriebnahme des Windparks, der eine installierte Leistung von 288 Megawatt haben wird, ist für Herbst 2014 geplant.
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Hochtief Solutions tauft neues Installationsschiff „Vidar“
Der nordische Hauptgott Odin und sein über das Wetter herrschender Sohn Thor sind in Form der beiden gleichnamigen Hubinseln schon seit einigen Jahren fester Bestandteil der Offshore-Flotte von Hochtief Solutions. Jetzt ist ein weiterer Sohn des Göttervaters hinzugekommen: In Bremerhaven hat das Unternehmen das auf der polnischen Crist-Werft gebaute Errichterschiff „Vidar“ getauft.
Installationsschiff „Vidar“
Zusammen mit dem Schwesterschiff „Innovation“, das HGO InfraSea Solutions als Joint Venture von Hochtief Solutions und dem belgischen Unternehmen GeoSea betreibt, gehören zum Hochtief-Portfolio damit jetzt vier Großgeräte zur Errichtung und Wartung von Offshore-Windparks. Wie die etwas größere „Innovation“ ist die „Vidar“ so konstruiert, dass sie außerdem auch in der Öl- und Gasindustrie eingesetzt werden kann. Der 140,4 Meter lange und 41 Meter breite Neubau, der über eine freie Decksfläche von 3.100 Quadratmetern verfügt, hat nach Unternehmensangaben 170 Millionen Euro gekostet. Abhängig von den Einsatzbedingungen und der Hydrostatik kann das Kranhubschiff bis zu 6.500 Tonnen zuladen, wobei der Hauptkran von Liebherr eine Kapazität von 1.200 Tonnen hat. Dank der vier 90 Meter langen Beine, auf die sich die „Vidar“ stellen kann, kann sie Windturbinen, Rotorblätter und Fundamente in Wassertiefen von bis zu 50 Metern installieren. Ihr erster Einsatzort ist der Offshore-Windpark „Global Tech 1“ in der Nordsee: Windenergieanlagenhersteller Areva Wind hat die „Vidar“ gechartert, um sie dort zur Montage von Rotorsternen zu nutzen. Er freue sich, dafür Schiff und Crew zur Verfügung stellen zu können, sagte Martin Rahtge, Vorsitzender der Geschäftsleitung des Bereichs Civil Engineering Marine and Offshore bei Hochtief Solutions, bei der Taufe. „Mit ihrem großen Deck, der hohen Zuladung und ihrem leistungsstarken Kran sorgt ,Vidarʻ für hohe Effizienz im Projekt – auch unter rauen Bedingungen.“
Rückenwind für die Offshore-Branche
Lange hatte die Offshore-Windenergiebranche vergeblich gefordert, dass die Bundespolitik die in den vergangenen Monaten entstandenen Unsicherheiten über künftige Einspeisevergütungen beenden und die Investitionssicherheit wiederherstellen solle. Jetzt ist ein wesentliches Etappenziel erreicht: Im Rahmen der Koalitionsverhandlungen haben CDU und SPD beschlossen, dass das so genannte Stauchungsmodell um zwei Jahre verlängert werden soll.
Ronny Meyer
„Der Knoten ist geplatzt“, meint Ronny Meyer, Geschäftsführer des Branchennetzwerks WAB. Für die Investoren sei dies ein wichtiges Signal – nun könnten sie Investitionen für die Offshore-Windparks der zweiten Ausbaustufe auslösen.
Das Stauchungsmodell bietet Betreibern von Offshore-Windparks die Möglichkeit, in den ersten acht Jahren eine erhöhte Anfangsvergütung von 19 Cent pro Kilowattstunde in Anspruch zu nehmen, damit sie ihre Kredite schneller zurückzahlen können. Dafür sind dann in den folgenden zwölf Jahren nur noch 3,5 Cent pro Kilowattstunde garantiert. „Auf die Summe gerechnet ist das nicht teurer als das Standardmodell“, sagt Meyer. Nach dem aktuell gültigen Erneuerbare-Energien-Gesetz wäre das Stauchungsmodell Ende 2017 ausgelaufen. Nun können auch Betreiber von Meereswindparks, die 2018 oder 2019 ans Netz gehen, davon profitieren.
Vor zwei Wochen hatten sich die möglichen Koalitionäre darauf geeinigt, die bisherigen politischen Ausbauziele deutlich zurückzuschrauben: von ursprünglich geplanten 10.000 Megawatt (MW) installierter Offshore-Leistung auf 6.500 MW bis 2020 und von 25.000 auf 15.000 MW bis 2030. Entscheidend sei nun, dass zumindest die 6.500 MW tatsächlich realisiert würden, sagt Meyer. Dafür dürfe es zu keinen weiteren Verzögerungen beim Netzausbau kommen.
Ein ausführliches Interview mit WAB-Chef Ronny Meyer ist in der Dezember-Ausgabe des Magazins „neue energie“ auf den Seiten 16 und 17 zu lesen.
Bard stellt den Betrieb ein
Einer der Pioniere der Offshore-Windbranche verschwindet von der Bildfläche: Wegen fehlender Folgeaufträge wird die Bard-Gruppe bis Mitte 2014 den Betrieb einstellen. Nachdem das Unternehmen bereits seine drei Produktionsstätten für Gondeln, Rotorblätter und Fundamente hatte schließen müssen, verlieren nun noch einmal 250 Mitarbeiter ihre Jobs. Für den Betrieb und Service des im August offiziell eingeweihten Offshore-Windparks „Bard Offshore 1“ ist die Offshore Wind Solutions GmbH gegründet worden, die nach Unternehmensangaben rund 300 Bard-Mitarbeiter am Standort Emden übernehmen wird. Die neue Gesellschaft will auch anderen Windparkbetreibern ihre Dienste anbieten, und zwar sowohl auf dem Meer als auch an Land.
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Dong Energy baut „Gode Wind 1“ und „Gode Wind 2“
Nachdem in Deutschland lange Zeit keine neuen Offshore-Windparks mehr in Auftrag gegeben worden sind, hat Dong Energy jetzt verkündet, weiter in die Offshore-Windenergie investieren zu wollen. Unmittelbar nach Fertigstellung des aktuellen Projekts „Borkum Riffgrund 1“ will der dänische Energiekonzern die Windparks „Gode Wind 1“ und „Gode Wind 2“ mit einer Gesamtleistung von 582 Megawatt (97 6-MW-Turbinen von Siemens) in der deutschen Nordsee bauen. Das Investitionsvolumen beträgt nach Unternehmensangaben rund 2,2 Milliarden Euro. Baubeginn soll in der ersten Jahreshälfte 2015 sein, die Inbetriebnahme ist für 2016 geplant.
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Offshore-Windparks erhöhen die Artenvielfalt im Meer
Der Betrieb des Offshore-Testfelds „alpha ventus“ hat keine negativen Auswirkungen auf die Meeresumwelt nach sich gezogen: Das ist eine der wesentlichen Erkenntnisse aus der ökologischen Begleitforschung, die das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie jetzt vorgestellt hat. Für die weitere Entwicklung der Offshore-Windenergie sei dies eine gute Nachricht, betonte BSH-Präsidentin Monika Breuch-Moritz in Berlin. Das Forschungsprojekt zeigt demnach, dass befürchtete Entwicklungen wie massenhafte Kollisionen von Vögeln mit Windkraftanlagen oder eine Verödung der Fauna nicht eingetreten sind. Da die Fundamente künstliche Riffs bilden, haben die Forscher im Gegenteil sogar eine höhere Artenvielfalt festgestellt.
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Bei der Netzanbindung geht es voran
In der deutschen Nordsee entstehen die meisten Offshore-Windparks, vor allem aus Naturschutzgründen, weit entfernt von der Küste. Weil der von den Windkraftanlagen erzeugte Drehstrom über solche Entfernungen nur mit sehr großen Verlusten zum Festland transportiert werden könnte, muss er vorab in Gleichstrom umgewandelt werden. Dafür werden zusätzlich zu den parkinternen Umspannwerken, die den Strom der einzelnen Anlagen sammeln und die Spannung ein erstes Mal hochtransformieren, technologisch hochkomplexe Konverterstationen benötigt – mit deren Bau und Installation die beteiligten Marktteilnehmer Neuland betreten, denn in keinem anderen Land der Welt wurden bisher seetaugliche Plattformen mit Technologie zur Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) benötigt. Mit ABB, Siemens und Alstom gibt es erst drei Technologiekonzerne, die die acht bisher von Nordseenetzbetreiber Tennet ausgeschriebenen HGÜ-Anbindungsprojekte umsetzen. Gebaut werden die Plattformen derzeit von den vier Werften Nordic Yards (Deutschland), Heerema (Niederlande), Aibel (Norwegen) und Drydocks World (Dubai). Nach einigen Startschwierigkeiten und Verzögerungen geht es mittlerweile voran beim Thema Netzanbindung: So sind die beiden Konverterstationen „DolWin alpha“ und „HelWin alpha“ kürzlich an ihren jeweiligen Standorten in der Nordsee installiert worden, „BorWin beta“ und „SylWin alpha“ sollen in der zweiten Jahreshälfte 2014 vollständig in Betrieb genommen werden.
Ein ausführlicher Artikel zu diesem Thema, in dem alle acht Konverterplattformen vorgestellt werden, ist in der Oktober-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 70 bis 73 zu lesen.
Chefwechsel bei Areva Wind
Jean Huby, seit Mai 2011 Geschäftsführer des Offshore-Turbinenherstellers Areva Wind mit Produktionsstätten in Bremerhaven und Stade, hat das Unternehmen überraschend verlassen. Zu seinem Nachfolger wurde Arnaud Bellanger vom französischen Mutterkonzern Areva ernannt. Über die Gründe des Chefwechsels war zunächst nichts zu erfahren. Erst vor wenigen Tagen hatte Areva Wind mitgeteilt, die ersten von insgesamt 120 Anlagen in den Nordsee-Windparks „Global Tech 1“ und „Trianel Windpark Borkum“ installiert zu haben.
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Offshore-Windenergie: Die meisten Risiken sind inzwischen versicherbar
Hohe Investitionskosten bergen für die beteiligten Unternehmen und Geldgeber hohe Risiken: Das gilt auch und gerade beim Bau von Offshore-Windparks. Die Versicherer haben sich auf den neuen Markt eingestellt.
Beim Bau und Betrieb von Offshore-Windparks werden nicht nur hohe Investitionskosten, sondern auch hohe Versicherungsprämien fällig. Das Bild zeigt Pfähle, mit denen Fundamente im Meeresboden verankert werden.
„Mit jedem neuen Windenergiepark im Meer erhöht sich dort die Werte- und Risikokonzentration jeweils in Milliardenschritten. Die Grenze, an der die Summe aller Offshore-Risiken für Versicherer nicht mehr tragbar ist, kann schon in absehbarer Zeit erreicht werden.“ Dies schreibt der Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft (GDV) in einer Mitteilung zu seinem im vorigen Jahr veröffentlichten Positionspapier zur Risikobewertung des Offshore-Windenergieausbaus. Damit es so weit nicht kommt, fordert der Verband, die Risiken künftig großflächiger zu verteilen – unter anderem durch ausreichende Entfernungen der einzelnen Konverterplattformen zueinander, Kabelverlegung in größeren Abständen und Tiefen sowie Entzerrung der Netzstruktur im Meer durch teilredundante Lösungen wie die Verbindung der einzelnen Netzanbindungen untereinander (Vermaschung). Die für den Stromtransport benötigten Komponenten gehörten zu den sensibelsten Punkten der zukünftigen Energieversorgung, betont Oliver Hauner, Leiter der Abteilung Sach- und Technische Versicherung beim GDV. „Wenn es hier zu einem Ausfall kommt, wäre das nicht nur mit enormen Kosten verbunden, sondern es würde die Versorgungssicherheit des ganzen Landes gefährden.“
Trotz der geäußerten Sorgen stellt der Bereich der Offshore-Windenergie derzeit ein interessantes Geschäftsfeld für die Versicherer dar. Seit die ersten Windparks in der deutschen Nord- und Ostsee gebaut werden, stellen vor allem die Großen der Branche die von Offshore-Unternehmen und Finanzierern angefragten Policen bereit. Nach Beobachtungen des Marktforschungsinstituts Windresearch ist die Zahl der Wettbewerber zwar aktuell noch überschaubar: Es sei allerdings eine erhöhte Aktivität sowohl deutscher als auch internationaler Versicherer auf dem hiesigen Markt zu beobachten, heißt es. Abhängig davon, wie es mit dem Ausbau der Offshore-Windenergie weitergeht, sieht Windresearch bis 2030 ein Marktvolumen für Versicherungen von bis zu 100 Miollionen Euro pro Jahr. Nach Einschätzung von Versicherungsfachleuten betragen die Kosten für eine vollumfängliche Projektversicherung je nach Risiko in der Regel zwischen ein und zwei Prozent des Gesamtvolumens – bei einem durchschnittlichen Meereswindpark mit Investitionskosten von 1,5 Milliarden Euro wären das also 15 bis 30 Millionen Euro allein für Versicherungsprämien.
Ein ausführlicher Bericht zu diesem Thema ist in der September-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 78 und 79 zu lesen.
Windparks „Innogy Nordsee 2 & 3“ erhalten Genehmigung vom BSH
Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) hat Genehmigungen für den Bau der Offshore-Windparks „Innogy Nordsee 2“ und „Innogy Nordsee 3“ erteilt. Wie RWE Innogy mitteilt, darf das Unternehmen damit weitere 108 Windenergieanlagen in der deutschen Nordsee errichten. Bereits im April 2012 war das aus 54 Anlagen bestehende Projekt „Innogy Nordsee 1“ genehmigt worden. Die finale Investitionsentscheidung für diesen ersten Teilabschnitt soll nach Unternehmensangaben Anfang 2014 getroffen werden. Baubeginn könnte demnach 2015 sein.
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