Siemens will Netzanbindung von Offshore-Windparks günstiger machen

Die nächste Generation von Netzanbindungssystemen zur Übertragung von Offshore-Windstrom steht in den Startlöchern. Technologiekonzern Siemens hat eine neue Lösung entwickelt, die zu einer deutlichen Kostenreduzierung führen soll.

Die neue Netzanschlusslösung von Siemens soll das Volumen der Plattformaufbauten um 80 Prozent senken.

Die neue Netzanschlusslösung von Siemens soll das Volumen der Plattformaufbauten um 80 Prozent senken.

In der deutschen Nordsee entstehen die meisten Offshore-Windparks 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 Konverterstationen benötig: Bisher sind das riesige Plattformen, deren Kernstücke jeweils zwei große Konverterhallen mit luftisolierten Transistormodulen sind. Siemens will die Plattformen nun massiv verkleinern und damit sowohl in der Produktion als auch im Betrieb erheblich günstiger machen. Erreicht werden soll das durch einen Umstieg auf gasisolierte Hochspannungsbetriebsmittel, wie Vertreter des Technologiekonzerns jetzt am Rande der Nationalen Maritimen Konferenz in Bremerhaven erläuterten.
Im Zentrum stehen demnach sogenannte Diodengleichrichtereinheiten, die die bisher verwendeten Transistormodule ablösen sollen. Dadurch soll das Gewicht der Plattformen um 65 Prozent reduziert werden, das Volumen sogar um 80 Prozent. Die Neuentwicklung sei ein wichtiger Schritt auf dem Weg zum Konzernziel, die Gestehungskosten von Offshore-Windstrom bis 2020 auf unter zehn Cent pro Kilowattstunde zu senken, sagte Jan Mrosik, Chef der Energy-Management-Sparte. Mit der offiziellen Markteinführung sei kommendes Jahr zu rechnen.
Siemens plant, bis zu drei der neuen Plattformen miteinander zu einem Offshore-Netzknotenpunkt zu verbinden. Die bisher zusätzlich benötigten parkinternen Umspannplattformen könnten dadurch entfallen. Durch die Verknüpfung könnten nach Konzernangaben mehrere Windparks mit einer Gesamtleistung von bis zu 1200 Megawatt ans Festland angebunden werden.

Ein ausführlicher Bericht zu diesem Thema ist in der Dezember-Ausgabe der „Hansa“  (International Maritime Journal) auf den Seiten 74 und 75 zu lesen.

1176 Megawatt Offshore-Leistung gehen im September in Betrieb

Der September war ein ereignisreicher Monat für die Offshore-Windenergie in Deutschland: Die Stiftung Offshore-Windenergie (SOW) feierte ihren zehnten Geburtstag und gleich vier Windparks nahmen offiziell den Betrieb auf.

Die Stiftung sei Geburtshelfer der Offshore-Windenergie in Deutschland gewesen, machte Vorstandsvorsitzender Jörg Kuhbier bei der Feier zum zehnjährigen Bestehen der SOW in Berlin deutlich. Nur wenige Tage vorher hatten der Stadtwerkeverbund Trianel und die Projektgesellschaft Global Tech I Offshore Wind GmbH die beiden Nordsee-Windparks „Trianel Windpark Borkum“ (200 MW) sowie „Global Tech 1“ (400 MW) in Betrieb genommen. Es folgten die offizielle Einweihung des 288-MW-Projekts „Butendiek“ in der Nordsee und schließlich des zweiten Ostsee-Windparks „EnBW Baltic 2“ (288 MW). Die insgesamt nunmehr offiziell in Betrieb genommene Offshore-Leistung in deutschen Gewässern hat sich damit innerhalb eines Monats fast verdoppelt und beträgt jetzt gut 2.600 Megawatt.

„Amrumbank West“ nach 15 Jahren auf der Zielgeraden

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

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.

Taufzeremonie für zwei neuartige Serviceschiffe

Siemens und die dänische Offshore-Reederei Esvagt haben in dieser Woche zwei sogenannte Service Operation Vessels (SOVs) getauft. Die beiden Spezialschiffe, die bei der Wartung von Windkraftanlagen in den Meereswindparks „EnBW Baltic 2“ beziehungsweise „Butendiek“ zum Einsatz kommen sollen, sind nach Unternehmensangaben die weltweit ersten ihrer Art.

Taufpatin Tjarda Wigmans bei der Taufe der "Esvagt Froude" in Warnemünde

Taufpatin Tjarda Wigmans bei der Taufe der „Esvagt Froude“ in Warnemünde

Den Anfang machte am Dienstag in Rostock-Warnemünde die „Esvagt Froude“, zwei Tage später wurde in Hamburg die „Esvagt Faraday“ getauft. Die beiden auf der norwegischen Werft Havyard gefertigten Schwestern sind die ersten Serviceschiffe, die speziell für den Einsatz in Offshore-Windparks entwickelt und gebaut wurden. Jeweils bis zu 40 Service-Techniker können mehrere Wochen an Bord bleiben und direkt mit den SOVs zu den Windkraftanlagen gebracht werden, was lange Anfahrtswege und damit Kosten sparen soll. Zugleich soll so eine höhere Verfügbarkeit der Turbinen sichergestellt werden. Eine neuartige Gangway ermöglicht den Technikern einen sicheren Übergang vom Schiff zur Anlage und zurück bei Wellenhöhen von bis zu 2,5 Metern. Bei traditionellen Crew Transfer Vessels (CTVs) ist dies laut Siemens nur bei Wellenhöhen von bis zu 1,5 Metern möglich. Der deutsche Konzern hat die Schiffe für mehrere Jahre von Esvagt gechartert und bei der Reederei Bernhard Schulte bereits Charterverträge für zwei weitere SOVs unterzeichnet, die bei der norwegischen Ulstein Werft gebaut werden.

Ein ausführlicher Bericht über die beiden Serviceschiffe ist in der August-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 78 und 79 zu lesen.

Offshore-Branche fordert Planungssicherheit für die Zukunft

Fürs Erste ist die Sachlage klar: Offshore-Windkraftanlagen, die bis Ende kommenden Jahres von der Bundesnetzagentur Anschlusskapazitäten zugewiesen bekommen und bis Ende 2020 den Betrieb aufnehmen, können laut aktuellem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) noch mit einer festen Einspeisevergütung rechnen. Aber wie geht es danach weiter? Diese Frage beschäftigt aktuell die Branche.

Ronny Meyer, Geschäftsführer Windenergie-Agentur WAB

Ronny Meyer, Geschäftsführer Windenergie-Agentur WAB

Die Bundesregierung plant, die Vergütungshöhen für Erneuerbare-Energien-Anlagen künftig individuell über Ausschreibungen zu ermitteln und arbeitet derzeit an entsprechenden Modellen. Wie ein solches Modell im Bereich Offshore-Windenergie aussehen könnte, wurde jüngst unter anderem bei der Branchenkonferenz „Windforce 2015“ in Bremerhaven intensiv diskutiert. „Wir halten diesen Weg für nicht zielführend wenn es darum geht, die Akteursvielfalt zu erhöhen und die Kosten zu senken“, machte Ronny Meyer, Geschäftsführer der veranstaltenden Windenergie-Agentur WAB, deutlich. Man sei dennoch in einen Dialog mit der Politik eingetretent, um zumindest bei der Ausgestaltung der Details mitreden zu können. „Fest steht, dass bereits getätigte Investitionen nicht gefährdet werden dürfen – und wir haben viele genehmigte und beantragte Windparkprojekte in der Nordsee und in der Ostsee, in die schon erhebliche Summen investiert worden sind“, betonte Meyer. Dies müsse bei einem zukünftigen Ausschreibedesign auf jeden Fall berücksichtigt werden. Der politische Prozess müsse nun zügig vorangehen, damit die Branche sich frühzeitig darauf einstellen könne, wie es nach 2020 weitergehe. „Wenn wir ab 2021 nur noch ausgeschriebene Windparks bauen wollen, müssen wir eigentlich schon nächstes Jahr mit den ersten Ausschreibungen anfangen: Sonst bekommen wir wieder Verzögerungen, die wir ja schon aus der Vergangenheit kennen und die unsere Industrie gefährden“, so der WAB-Chef. Unter dem Strich dürfe es „auf keinen Fall zu einem erneuten Fadenriss bei Offshore-Aufträgen“ kommen.

Ein ausführliches Interview mit WAB-Geschäftsführer Ronny Meyer zu den geplanten Ausschreibungen und ein Bericht über die „Windforce 2015“ sind in der Juli-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 74 bis 76 zu lesen.

Häfen: Nach wie vor ambivalente Stimmung in der Branche

Die deutschen Häfen hoffen weiterhin auf neue Aufträge zum Umschlag von Offshore-Komponenten. Für 2016 bis 2019 sind die Voraussetzungen nicht schlecht: Anschließend könnte eine erneute Flaute folgen.

Kaiserhafen Bremerhaven, Archivbild 2013

Kaiserhafen Bremerhaven, Archivbild 2013

Beim Umschlag von Komponenten für die Offshore-Windindustrie ist es ruhig geworden in den deutschen Häfen. Vor einem Jahr hatten viele Standorte die erste Boom-Phase bereits hinter sich und warteten auf Anschlussaufträge. Daran hat sich bis heute trotz zwischenzeitlicher Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und einigen Projekt-Ankündigungen nichts geändert. Von den acht Offshore-Windparks, die damals in deutschen Gewässern im Bau waren, sind vier inzwischen fertig, die anderen vier stehen kurz vor ihrer Fertigstellung. Mit dem Nordsee-Windpark „Gode Wind 1 und 2“ des dänischen Energiekonzerns Dong Energy ist seither nur ein neues Projekt in die Errichtungsphase eingetreten, der Baubeginn für ein weiteres („Sandbank“ von Vattenfall und Stadtwerke München) steht kurz bevor. Für beide wird allerdings Esbjerg als Basishafen fungieren, da die Windturbinen – wie bislang bei den meisten deutschen und europäischen Offshore-Windparks – von Marktführer Siemens kommen und in Dänemark produziert werden. „Momentan haben unsere Häfen höchstens noch Aufträge im Bereich Service und Wartung, die mit dem Aufbau von Windparks verbundenen Dienstleistungen sind praktisch komplett zum Stillstand gekommen“, fasst Andreas Wellbrock, Leiter des Lenkungskreises Offshore-Windenergie beim Zentralverband der deutschen Seehafenbetriebe, die aktuelle Situation zusammen. „Freundlich gesagt ist die Stimmung gerade ziemlich ambivalent.“
Die Branche beklagt schon seit einiger Zeit, dass die maritime Wirtschaft bisher nicht wie erhofft von den Wertschöpfungspotenzialen der Offshore-Windenergie habe profitieren können. Die Hauptverantwortung dafür liege auf Seiten der Politik, meint Wellbrock. „Wir haben das Vertrauen in die Bundesregierung verloren, dass sie die Energiewende tatsächlich will und einen wirklichen Plan zu deren Umsetzung hat.“ Wann immer die Branche glaube, dass ein Problem gelöst sei und man mit neuem Schwung weitermachen könne, komme die Politik wieder mit einem neuen Thema – so wie jetzt mit der geplanten Ausschreibungspflicht für Erneuerbare-Energien-Anlagen oder zuvor mit den massiv gekürzten Ausbauzielen für die Zeit nach 2020. „Gerade die Offshore-Windenergie braucht aber endlich langfristige Planungssicherheit. Es ist an der Zeit, dass die Energiewende zur Chefsache gemacht wird.“ Zwar rechnet die Hafenwirtschaft ab dem kommenden Jahr mit einer neuen Auftragswelle, doch aller Voraussicht nach wird diese nur bis einschließlich 2019 anhalten. Anschließend sollen nach dem Willen der Bundesregierung nur noch zwei Offshore-Windparks pro Jahr gebaut werden: Auf lange Sicht sei daher „die Einschätzung eher verhalten“, meint Hans-Peter Zint, Geschäftsführer des Hafenbetreibers Cuxport.

Ein ausführlicher Bericht zu diesem Thema ist in der Juni-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 72 bis 74 zu lesen.

Runter mit den Kosten

Immer wieder hatte es die Branche in den vergangenen Jahren betont: Wenn die Offshore-Windenergie auf lange Sicht wettbewerbsfähig sein will, muss der Bau von Meereswindparks deutlich günstiger werden. Mittlerweile führt der Weg offensichtlich in die richtige Richtung, wie aus einem kürzlich veröffentlichten Bericht der britischen Organisation Offshore Renewable Energy Catapult hervorgeht. Demnach sind die Stromgestehungskosten für Offshore-Windenergie in Großbritannien zwischen 2010 und 2014 um elf Prozent gesunken. Erklärtes Ziel einiger europäischer Akteure ist es, bis 2020 einen Wert von zehn Cent pro Kilowattstunde zu erreichen oder sogar zu unterschreiten. Zum Vergleich: Für voriges Jahr beziffert Siemens, unangefochtener Marktführer bei der Produktion von Offshore-Turbinen, die Stromgestehungskosten in einem Fallbeispiel mit einer Sechs-Megawatt-Anlage noch auf 14,5 ct/kWh.
Aufmerksamkeit erregte jüngst Energiekonzern Vattenfall mit der Nachricht, die Ausschreibung für den dänischen Meereswindpark „Horns Rev 3“ gewonnen zu haben und für die ersten zehn bis zwölf Jahre eine Einspeisevergütung von umgerechnet rund 10,3 ct/kWh zu erhalten. Als neuer Maßstab könne dies allerdings nicht betrachtet werden, sagt Gunnar Groebler, Leiter des konzernweiten Geschäftsbereiches Wind: „Man darf diesen Wert auf keinen Fall mit Werten in anderen Ländern vergleichen, weil ,Horns Rev 3ʻ einfach ein paar projektspezifische Besonderheiten hat.“
So wird der Windpark in einer geringen Wassertiefe und nahe an der Küste gebaut, zudem kann Vattenfall bei Errichtung und Betrieb Synergien mit seinen in unmittelbarer Nähe gelegenen deutschen Projekten „DanTysk“ und „Sandbank“ sowie dem dänischen Windpark „Horns Rev 1“ nutzen: Für alle vier Projekte befinden sich sowohl der Basishafen als auch das Kontrollzentrum im dänischen Esbjerg. Und nicht zuletzt ist in Dänemark der staatliche Netzbetreiber Energinet.dk für die gesamte Netzanbindung, also auch für den Bau der Umspannplattform, zuständig. Allgemein betrachtet gebe es nicht das eine und alles entscheidende Kostensenkungspotenzial, meint Groebler. „Es ist vielmehr eine Kette von Teilelementen, die da eine Rolle spielt: Das beginnt bei der Lernkurve und geht über größere Turbinen und Effizienzsteigerungen bei den Zulieferern bis hin zu Genehmigungs- und Zertifizierungsaspekten, die im europäischen Kontext geregelt werden müssen.“
An größeren und leistungsstärkeren Anlagen, deren Anteil an den Gesamtkosten eines Offshore-Windparks derzeit rund ein Drittel ausmacht, arbeiten aktuell alle Hersteller. Die Rechnung ist einfach: Je höher die Nennleistung der einzelnen Turbine ist, umso weniger Anlagen müssen errichtet werden, um auf die gewünschte Gesamtleistung eines Projekts zu kommen – und umso geringer sind später auch die Betriebs- und Wartungskosten. Siemens hat darüber hinaus gerade eine neue Lösung zur Netzanbindung von Offshore-Windparks vorgestellt: Mithilfe eines so genannten Offshore-Transformatormoduls soll künftig ein dezentrales System zur Wechselstromübertragung zur Verfügung stehen, das nach Unternehmensangaben etwa ein Drittel kleiner ist als die bisher gängigen Umspannplattformen und die Kosten in diesem Bereich um bis zu 40 Prozent reduzieren soll. Auch in anderen Bereichen entwickeln die Akteure neue Produkte, Konzepte und Dienstleistungen, die zur Kostensenkung beitragen sollen.

Ein ausführlicher Artikel zu diesem Thema ist als „Story des Monats“ auf der Website des Magazins „neue energie“ zu lesen.

Die Pionierphase ist vorbei

Andreas Wagner

Andreas Wagner

Lange hatte die Offshore-Windindustrie mit Verzögerungen zu kämpfen, aber jetzt zeigen die aktuellen Ausbau-Zahlen: Die Branche hat die Pionierphase mittlerweile hinter sich gelassen. Insgesamt 258 Offshore-Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 1.049,2 Megawatt (MW) haben nach Berechnungen des Beratungsunternehmens Deutsche Windguard in der deutschen Nord- und Ostsee zum Jahreswechsel Strom ins Netz eingespeist. Wenn alle Meereswindparks, die derzeit gebaut werden, fertiggestellt und ihre Anlagen komplett ans Stromnetz angebunden sind, wird die in deutschen Gewässern installierte Offshore-Leistung demnach 3.275,5 MW betragen – das entspricht gut der Hälfte des Ausbauziels von 6.500 MW bis 2020, das die Bundesregierung im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2014 vorgegeben hat. „Wir haben jetzt mit der Offshore-Technologie die Industrialisierungsphase erreicht“, macht Andreas Wagner, Geschäftsführer der Stiftung Offshore-Windenergie, deutlich. „Nach unserer Einschätzung können die 2020-Ziele aller Voraussicht nach erreicht werden: Nach der EEG-Novelle vom vorigen Jahr sind wir da auf einem guten Weg.“

Ronny Meyer

Ronny Meyer

Durch das zum 1. August 2014 in Kraft getretene neue EEG war eine lange Zeit der Unklarheit über die künftigen Rahmenbedingungen beendet worden. Zu einer neuen Investitionssicherheit trägt seither nicht zuletzt die Verlängerung des sogenannten Stauchungsmodells bis Ende 2019 bei, nach dem Windparkbetreiber in den ersten acht Jahren von einer erhöhten Anfangsvergütung profitieren können. „Auf Seiten der Investoren ist die Stimmung gut“, sagt Ronny Meyer, Geschäftsführer der Windenergie-Agentur WAB. Die jüngste Investitionsentscheidung von Vattenfall und Stadtwerke München zum Bau des Offshore-Windparks „Sandbank“ in der Nordsee sowie die Ankündigung des spanischen Stromkonzerns Iberdrola, in der Ostsee das Projekt „Wikinger“ umsetzen zu wollen, seien „zwei gute Zeichen“, so Meyer. „Das zeigt, dass die Unternehmen wieder Geld in die Hand nehmen – sofern auch die benötigten Netzanbindungen verbindlich zugesichert sind.“ Zusammen mit den beiden Windparks „Gode Wind 1 und 2“, die der dänische Energiekonzern Dong Energy in diesem und im kommenden Jahr bauen will, sind damit schon 1.220 weitere MW in trockenen Tüchern.
Alles andere als glücklich ist die Branche dagegen mit dem Ausbauziel für 2030, das von ursprünglich 25 auf jetzt nur noch 15 Gigawatt zurückgestutzt wurde. Umgerechnet bedeutet das, dass zwischen 2020 und 2030 etwa zwei Meereswindparks pro Jahr errichtet werden müssten. „Das ist deutlich unter der Leistungsfähigkeit der Offshore-Windindustrie“, zeigt sich Meyer überzeugt. Und auch Wagner ist der Meinung, dass diese Zahl noch einmal überdacht werden sollte: Eine Studie zu den Einsparpotenzialen der Branche habe klar gezeigt, dass ein zentraler Hebel zur Kostensenkung eine stärkere Marktentwicklung und Marktdurchdringung sei. „Ein konsequenter Ausbau auf hohem Niveau führt am ehesten zu hohen Kostensenkungen“, betont der Geschäftsführer der Offshore-Stiftung.
Unterdessen zeichnet sich die nächste Unsicherheit bereits ab: Die Bundesregierung will die bisherigen festen Einspeisevergütungen für Erneuerbare-Energien-Anlagen abschaffen und durch Ausschreibungen ersetzen, in deren Rahmen die Förderhöhe künftig jeweils individuell ermittelt werden soll. Was das für den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie bedeutet, steht noch nicht fest. Es müsse jedenfalls vorab sorgfältig geprüft werden, ob damit tatsächlich die gewünschten Kostensenkungen erzielt werden könnten, meint Wagner. Gerade für die Offshore-Windindustrie mit ihren langen Realisierungszeiträumen und den hohen Investitionskosten müssten zuverlässige Mechanismen entwickelt werden, „die einen erneuten Investitionsstopp und einen Fadenriss verhindern“. Und Meyer weist darauf hin, dass es in Deutschland schon jetzt eine hohe Akteursvielfalt und damit einen funktionierenden Wettbewerb gebe. „In Dänemark und Frankreich zum Beispiel, wo es schon Ausschreibungen gibt, sind deutlich weniger Wettbewerber auf dem Offshore-Markt aktiv.“

Ein ausführlicher Artikel zum aktuellen Stand beim Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland ist in der März-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 74 und 75 zu lesen.

Fundamente-Hersteller Weserwind ist insolvent

Schon lange war über die Zukunft des Bremerhavener Fundamente-Herstellers Weserwind spekuliert worden, jetzt steht fest: Die Muttergesellschaft Georgsmarienhütte Holding stellt die finanzielle Unterstützung für das defizitäre Unternehmen ein.

Tripod-Fundamente

Tripod-Fundamente

Der Insolvenzantrag ist nach Medienberichten schon beim Amtsgericht eingegangen. Bereits im vergangenen Jahr hatten die noch verbliebenen rund 400 Mitarbeiter in Kurzarbeit gehen müssen, weil keine neuen Aufträge abgeschlossen werden konnten. Zuvor hatte Weserwind unter anderem Tripod-Fundamente für den Offshore-Windpark „Global Tech 1“ gefertigt. Nun sehen die Verantwortlichen offensichtlich keine Perspektive mehr für eine Wende zum Positiven. Bremens Wirtschaftssenator Martin Günthner warnte davor, die Insolvenz von Weserwind als „Menetekel für die Zukunft der Offshore-Windenergie“ zu interpretieren. „Die Zukunft der Offshore-Windenergie entscheidet sich nicht an der aktuellen Situation eines einzelnen Unternehmens, sondern an der Rentabilität der in Aussicht gestellten Projekte“, betonte er. Er erwarte nun, dass der künftige Insolvenzverwalter intensiv die Möglichkeit einer Transfergesellschaft prüfe, um möglichst vielen Arbeitnehmern eine Perspektive auf dem regionalen Arbeitsmarkt zu eröffnen.

Offshore-Windparks: Neuer Lebensraum oder Gefahr für die Tierwelt?

Bau und Betrieb von Offshore-Windparks stellen Eingriffe in die Meeresumwelt dar. An einem umfassenden Gesamtbild über die tatsächlichen Auswirkungen auf die marine Flora und Fauna wird derzeit noch gearbeitet.

Ob Makrele oder Hering, Schweinswal oder Hummer, Taschenkrebs oder Alge: Hunderte von Meeresorgansimen leben in der deutschen Nord- und Ostsee, und alle müssen sie sich mit verschiedenen menschlichen Eingriffen in ihren Lebensraum arrangieren. Das Bundesamt für Naturschutz (BfN) hat mit der Fischerei, Nährstoffeinträgen (Abwässer und Düngemittelreste) sowie Abbau- und Baggerarbeiten drei Hauptgefährdungsfaktoren für die marine Flora und Fauna ausgemacht. In einer im vorigen Mai von der Behörde veröffentlichten Roten Liste der Meeresorgansimen heißt es, dass nur knapp 31 Prozent von 1.700 analysierten Arten nachweislich nicht gefährdet seien. 30 Prozent stehen auf der Roten Liste und gelten somit als gefährdet, bei den übrigen Arten gibt es noch nicht genügend Informationen für eine fundierte Einschätzung. Inwieweit der Ausbau der Offshore-Windenergie langfristig negative – oder am Ende vielleicht sogar positive – Auswirkungen auf die Meeresumwelt haben wird, ist noch nicht abschließend geklärt. Zwar gibt es zahlreiche punktuelle Untersuchungen hierzu, etwa im Rahmen der ökologischen Begleitforschung an den FINO-Forschungsplattformen und im Testfeld „alpha ventus“, doch ein umfassendes Gesamtbild wird es erst dann geben können, wenn mehrere Windparks für einige Jahre in Betrieb gewesen sind und die Forschung fortgesetzt wird. Ein Tier, dem in diesem Zusammenhang seit einiger Zeit eine besonders große Aufmerksamkeit zukommt, ist der als stark gefährdet und streng zu schützend eingestufte Schweinswal, der zum (Über-)Leben zwingend auf sein gutes Gehör angewiesen ist. Nach aktuellem Wissensstand kann bei Schweinswalen durch einen einzigen so genannten Einzelereignisschalldruckpegel, wie er beim Rammen von Fundamenten gleich tausendfach vorkommt, ab 164 Dezibel (dB) eine Hörschwellenverschiebung ausgelöst werden. Eine solche zeitweise Schwerhörigkeit kann zu schweren Störungen bei der Orientierung, der Nahrungssuche und der innerartlichen Kommunikation der Meeressäuger führen. Um die Tiere davor zu bewahren, ist in Deutschland ein Grenzwert von 160 dB vorgeschrieben, den Errichter von Offshore-Windparks mithilfe geeigneter Schallminderungsmaßnahmen einzuhalten haben. Bei den ersten Projekten in hiesigen Gewässern gelang das vielfach trotz des Einsatzes eines Blasenschleiers, bei dem um das Fundament herum auf den Meeresboden gelegte Druckluftschläuche zur Verringerung des Rammschalls Luftblasen erzeugen, noch nicht. Mittlerweile hat sich die Schallschutztechnik nach Aussage von Nico Nolte vom für Genehmigungen zuständigen Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) allerdings „sehr positiv entwickelt“. Bei den Ramm-Arbeiten im vergangenen Jahr sei der Grenzwert fast durchgängig eingehalten worden, sagt der Leiter des Referats Ordnung des Meeres.
Dass Offshore-Windparks nicht nur als Gefahr für die Meeresumwelt zu betrachten sind, sondern bestimmten Organismen auch einen neuen Lebensraum bieten, haben die bisherigen Forschungen bereits gezeigt. Aussagen hierzu sind allerdings nicht pauschal, sondern bestenfalls für einzelne Arten möglich. So gilt für Rast- und Zugvögel, dass sie durch die Windkraftanlagen einen Teil ihres Habitats verlieren können und die Gefahr von Kollisionen mit Rotorblättern besteht. Unter Wasser hingegen dienen die Fundamente als künstliche Riffe, an denen sich „enorme Mengen an Biomasse“ ansammeln, wie Lars Gutow vom Bremerhavener Alfred-Wegener-Institut für Polar- und Meeresforschung (AWI) berichtet. „Krebse und Miesmuscheln zum Beispiel siedeln sich extrem schnell an. Insgesamt beobachten wir in den Windparks eine deutliche Zunahme der lokalen Biodiversität.“ Allerdings: Wo Gewinner seien, gebe es üblicherweise auch Verlierer. Eine grundsätzliche Bewertung sei aufgrund der eingeschränkten Datenlage momentan noch nicht möglich.

Ein ausführlicher Artikel zu diesem Thema ist in der Januar-Ausgabe des Magazins „neue energie“ auf den Seiten 32 bis 37 zu lesen.

Neues Logistikkonzept soll Bau von Offshore-Windparks günstiger machen

Die Offshore-Windbranche will die Kosten senken, um die Energie vom Meer langfristig wettbewerbsfähig zu machen. Einer der Ansatzpunkte ist hier die Errichtungslogistik: So arbeiten die Bugsier-Reederei und die deutsche Niederlassung des finnischen Konzerns Wärtsilä derzeit an einem neuartigen Logistikkonzept, das den Bau von Offshore-Windparks deutlich günstiger machen soll.

Bei der Windforce-Messe in Bremen ließ sich (v.l.)  Ferdinand Möhring (Geschäftsführer BLG Windenergy Logistics) das J-LASH-Konzept von Bugsier-Projektmanager Oliver Brandt erläutern.

Bei der Windforce-Messe in Bremen ließ sich (v.l.) Ferdinand Möhring (Geschäftsführer BLG Windenergy Logistics) das J-LASH-Konzept von Bugsier-Projektmanager Oliver Brandt erläutern.

Die neueste Generation von Offshore-Installationsschiffen ist nicht billig zu haben. Mit Charterraten von 150.000 Euro pro Tag ist es bei diesen Hightech-Geräten oft nicht getan – viel Geld, das auch dann fällig wird, wenn die Schiffe zwischen Baufeld und Basishafen pendeln, um sich dort neue Komponenten abzuholen. Denn so läuft es bisher: Einen guten Teil ihrer Einsatzzeit können die Errichtungsschiffe nicht ihrem eigentlichen Job, der Installation von Windenergieanlagen, widmen, weil sie mit Pendelfahrten und Ladevorgängen im Hafen beschäftigt sind. Wertvolle Wetterfenster für die Errichtung bleiben dabei häufig ungenutzt. Das könnte sich demnächst ändern, wenn es nach Wärtsilä und Bugsier geht. Gemeinsam arbeiten die beiden Unternehmen derzeit an einem neuen Logistikkonzept für die Offshore-Branche, das den Bau von Meerswindparks nicht nur insgesamt effizienter, sondern vor allem auch kostengünstiger machen soll. Im Zentrum steht dabei das eigens hierfür entwickelte J-LASH (Jackable Lighter Aboard Ship) – ein Installationsschiff, das im Baufeld bleibt und sich die Komponenten von kleineren Transporteinheiten zuliefern lässt.
Die Idee, beim Bau von Offshore-Windparks mit Feederkonzepten zu arbeiten, ist nicht neu. In der Praxis sind entsprechende Vorhaben bislang allerdings daran gescheitert, dass ein fest stehendes Hubschiff die mehrere hundert Tonnen schweren Fundamente und Turbinen nur bei sehr geringem Seegang gefahrlos von einer schwimmenden Zubringerbarge übernehmen kann. Die ebenfalls schon angedachte Idee, Bargen zu diesem Zweck mit eigenen Hubsystemen auszustatten, hat sich bisher offensichtlich als nicht wirtschaftlich erwiesen. Beim J-LASH-Konzept soll die Problematik nun so gelöst werden, dass das Installationsschiff anstelle eines Ladedecks ein Ladedock hat und somit selbst als „Basishafen“ dient. Die mit Komponenten beladene Barge fährt in das Dockschiff ein, wodurch eine sichere Übergabe der Ladung losgelöst vom Seegang ermöglicht wird. Nach dem Verbauen der angelieferten Fuhre wird die Barge ausgedockt und durch eine andere ersetzt, die direkt aus einem Produktionshafen kommend das Baufeld just in time erreicht. Durch diese Entkoppelung von Transport und Errichtung lasse sich viel Zeit und Geld sparen, erläutert Bugsier-Abteilungsleiter Sven Schröder: „Wir gehen davon aus, dass der Bau eines Offshore-Windparks mit unserem Konzept 30 Prozent schneller gehen kann und in der Errichtungslogistik 15 Prozent günstiger wird.“ Das Ziel der Verantwortlichen ist es nach eigener Aussage, noch in diesem Jahr einen ersten Kunden für das System präsentieren zu können.

Ein ausführlicher Bericht zu diesem Thema ist in der Oktober-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 52 und 53 zu lesen.

Offshore-Windenergie: Rücken- oder Gegenwind für den Tourismus?

Gerade entlang der Küsten von Nord- und Ostsee hat der Tourismus eine ganz besondere Bedeutung, für viele Kommunen ist er der wichtigste Wirtschaftsfaktor. Die Frage, ob der Ausbau der Windenergie und speziell der Offshore-Windenergie einen Einfluss auf die Besucherzahlen haben könnte, wird hier darum auch besonders intensiv diskutiert – und das durchaus kontrovers.

Offshore-Windpark "Meerwind Süd|Ost" in der Nordsee

Offshore-Windpark „Meerwind Süd|Ost“ in der Nordsee

Belege dafür, dass die Windräder im Meer tatsächlich Urlaubsgäste abschrecken könnten, gibt es bislang nicht. Allerdings sind mit „EnBW Baltic 1“ in der Ostsee und „Riffgat“ in der Nordsee bis jetzt auch erst zwei Windparks innerhalb des Küstenmeeres und damit in Sichtweite vom Festland beziehungsweise von einer der Urlaubsinseln errichtet worden. Die meisten deutschen Offshore-Windparks entstehen in der sogenannten ausschließlichen Wirtschaftszone weit entfernt von den Küsten. In einer kürzlich veröffentlichten Studie der Martin-Luther-Universtität Halle-Wittenberg mit dem Titel „Akzeptanz der Offshore-Windenergienutzung“ heißt es dazu, dass sowohl Küstenanwohner als auch Touristen überwiegend positive Einstellungen zu Offshore-Windparks hätten. Die Akzeptanz sei jedoch höher, wenn die Anlagen küstenfern errichtet würden – wobei Touristen küstennahe Anlagen durchschnittlich positiver bewerteten als die Anwohner. Zwischen 2009 und 2012 hatten die Wissenschaftler insgesamt drei Befragungen in verschiedenen Urlaubsregionen durchgeführt. „Auch wenn sich keine negativen Auswirkungen auf den Tourismus finden, hat sich die Hoffnung, Offshore-Windparks würden zu touristischen Attraktionen werden, bisher nicht erfüllt“, schreiben die Autoren. Im vergangenen Jahr war eine Studie der Stiftung Offshore-Windenergie zum „Einfluss der Offshore-Windenergie auf den Tourismussektor“ zu dem Ergebnis gekommen, dass Meereswindparks als Touristenattraktionen dienen könnten und in regionale Tourismuskonzepte einbezogen werden sollten. Entsprechende Angebote böten die Möglichkeit, „sich abzuheben und auf dem wettbewerbsintensiven Tourismusmarkt eine Nische zu besetzen“, heißt es dort. Auf diese Karte setzt man beispielsweise auf Helgoland, wo sich drei Windparkbetreiber mit Servicestationen niedergelassen haben und von wo unter anderem Schiffstouren zu den benachbarten Offshore-Windparks organisiert werden, sowie in Bremerhaven, wo derzeit ein Informationszentrum Offshore-Windenergie entsteht und wo es schon seit mehreren Jahren eine themenbezogene Hafenrundfahrt mit dem Titel „Tour die Wind“ gibt. An der Küste Mecklenburg-Vorpommerns herrscht dagegen momentan eine äußerst kritische Haltung gegenüber dem weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie. Hintergrund ist ein neues Landesraumentwicklungsprogramm, das voraussichtlich bis Anfang 2016 in Kraft treten soll und das laut aktuellem Entwurf der Landesregierung in Schwerin diverse Vorranggebiete für Windkraftanlagen im Küstenmeer festlegt, deren Mindestabstand zum Festland lediglich sechs Kilometer betragen soll. Vom Tourismus abhängige Gemeinden und die entsprechenden Verbände befürchten, dass sich Urlauber von den Windrädern gestört fühlen werden und der Tourismus dadurch nachhaltig Schaden nehmen könnte.

Ein ausführlicher Artikel zu diesem Thema ist in der September-Ausgabe des Magazins „neue energie“ auf den Seiten 32 bis 34 zu lesen.