Eon stellt „Amrumbank West“ fertig

Das nächste Offshore-Windprojekt in der deutschen Nordsee ist fertig: Energiekonzern Eon teilt mit, dass alle 80 Anlagen seines Windparks „Amrumbank West“ an das Stromnetz angegeschlossen sind. Im Mai hatte die erste Turbine mit der Stromproduktion begonnen, die Arbeiten auf hoher See waren im Januar 2014 gestartet. Mit einer installierten Gesamtleistung von 288 Megawatt kann der 40 Kilometer von Helgoland entfernt errichtete Windpark rechnerisch rund 300.000 Haushalte mit sauberem Strom versorgen.
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„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.

HelWin2 geht in den Regelbetrieb

Es ist bereits die vierte Offshore-Netzanbindung in diesem Jahr: Übertragungsnetzbetreiber TenneT hat das Anschlusssystem HelWin2 und damit auch die Konverterplattform „HelWin beta“ offiziell in Betrieb genommen.

Konverterplattformen "HelWin beta" (hinten) und "HelWin alpha" (vorne) in der Nordsee

Konverterplattformen „HelWin beta“ (hinten) und „HelWin alpha“ (vorne) in der Nordsee

HelWin2 hat eine Kapazität von 690 Megawatt (MW) und kann so rechnerisch bis zu 870.000 Haushalte mit Strom versorgen. Angeschlossen wird der 288-MW-Windpark „Amrumbank West“ von Energiekonzern Eon, der sich derzeit nördlich von Helgoland im Bau befindet. Wie schon bei den drei Anbindungsprojekten BorWin2 (800 MW), HelWin1 (576 MW) und SylWin1 (864 MW), die ebenfalls 2015 in den Regelbetrieb gegangen sind, war auch bei HelWin2  Siemens der Hauptauftragnehmer. Nach eigenen Angaben hat TenneT damit jetzt gut 3.500 MW Offshore-Übertragungskapazität realisiert: Das entspricht mehr als der Hälfte des politischen Ausbauziels von 6.500 MW bis 2020.
Pressemitteilung TenneT
Pressemitteilung Siemens

„Amrumbank West“ produziert den ersten Strom

Energiekonzern Eon hat die Inbetriebnahme seines Nordsee-Windparks „Amrumbank West“ gestartet. Die erste Turbine habe die Stromproduktion aufgenommen, teilt das Unternehmen mit. Die Errichtung des Windparks soll demnach im Herbst dieses Jahres abgeschlossen werden. Die 80 Fundamente seien bereits fertig installiert, heißt es.
Pressemitteilung Eon

Helgoland macht sich fit für die Offshore-Windbranche

Ziemlich genau ein Jahr ist es jetzt her, dass mit dem symbolischen ersten Spatenstich die Sanierungsarbeiten auf dem insgesamt gut zehn Hektar großen Südhafengelände Helgolands begonnen haben. Inzwischen hat sich einiges getan: Die Baureifmachung der neu zu nutzenden Flächen ist abgeschlossen, die drei Betreiber von Offshore-Windparks im so genannten Helgoland-Cluster haben ihre langjährig gepachteten Grundstücke an der Südkaje Anfang Mai übernommen.

Südhafen Helgoland

Südhafen Helgoland

Sie alle werden die Insel in Zukunft als Service- und Reaktionshafen nutzen, um von dort ihre Windenergieanlagen zu betreiben und zu warten. Während RWE Innogy und WindMW, die seit September vorigen Jahres die Windparks „Nordsee Ost“ beziehungsweise „Meerwind Süd/Ost“ errichten, bereits mit dem Bau ihrer Werk- und Lagerhallen begonnen haben, will Eon Climate & Renewables in diesen Tagen damit starten. Das Unternehmen wird die ersten Fundamente für „Amrumbank West“ nach aktuellen Planungen in einigen Monaten setzen und benötigt die Infrastruktur auf der Nordseeinsel daher erst zu einem späteren Zeitpunkt.
Um alle notwendigen Maßnahmen des Hafenprojekts miteinander zu verknüpfen, hatten die Gemeinde Helgoland und die Wirtschaftsförderungs- und Entwicklungsgesellschaft des Kreises Pinneberg, zu dem die Insel gehört, 2011 die Hafenprojektgesellschaft Helgoland (HGH) gegründet. Sie soll das Projektmanagement sowie Planungs- und Steuerungsaufgaben übernehmen und außerdem die Hafenflächen vermarkten. HGH-Geschäftsführer Peter Singer geht davon aus, dass die Erschließung des Hafengebiets Ende August abgeschlossen sein wird. Weil der zurückliegende Winter auch auf Helgoland streng gewesen sei, habe das Ganze ein paar Monate länger gedauert als ursprünglich geplant, erläutert er. Anschließend sollen bis Anfang 2015 die Südkaje ertüchtigt und die erforderlichen Wassertiefen im Vorhafen geschaffen werden, damit die Windparkbetreiber dort ihr Material umschlagen und Personalwechsel vornehmen können. Bis zum Abschluss der Arbeiten werden zumindest RWE und WindMW dafür auf die Kajen des Wasser- und Schifffahrtsamtes Tönning im Süd- beziehungsweise Vorhafen zurückgreifen müssen – die beiden Unternehmen haben für diese Zeit Übergangsflächen angemietet und nutzen die Insel schon jetzt zeitweise als Planungs- und Servicestützpunkt.

Der komplette Artikel über den Ausbau des Helgoländer Südhafens ist im „Weser-Kurier“ vom 4. Juli 2013 nachzulesen.

Logistik für Baustellen im Meer – eine besondere Herausforderung

Der Anteil der Logistikkosten an einer Offshore-Windenergieanlage schlägt nach Schätzungen von Experten mit 15 bis 25 Prozent zu Buche. Noch gibt es für den Transport von Komponenten und Personal keine standardisierten Abläufe, sondern lediglich Einzelfalllösungen. Für die Zukunft setzt die Branche auf eine steigende Lernkurve und optimierte Umschlagbedingungen in den Häfen sowie damit verbundene Kostenersparnisse innerhalb der logistischen Kette.

Rotorblätter am Bremerhavener Container-Terminal

Rotorblätter am Bremerhavener Container-Terminal

Einen Windpark mitten im Meer zu bauen, ist eine komplexe, anspruchsvolle und nicht zuletzt teure Angelegenheit. Mit Spezialschiffen müssen die Fundamente gesetzt und die Windenergieanlagen installiert werden, später müssen die Anlagen regelmäßig gewartet und bei Bedarf kurzfristig repariert werden. Die drei Bauherren von Meereswindparks in der Nähe der Nordsee-Insel Helgoland, WindMW („Meerwind Süd/Ost“, im Bau), RWE Innogy („Nordsee Ost“, im Bau) und Eon Climate & Renewables („Amrumbank West“, geplanter Baubeginn Ende 2013), haben die Höhe der Kosten für logistische Prozesse beim Bau und Betrieb ihrer Projekte noch nicht im Detail durchgerechnet – fest steht allerdings, dass sie auch hier in erheblichem Umfang zum Gesamtpreis beitragen werden. Das gilt unabhängig von den jeweiligen Konzepten, die sich schon allein bei der Anzahl der genutzten Installationsschiffe unterscheiden: So hat WindMW durchgängig zwei davon im Einsatz („Seajacks Zaratan“ und „Seajacks Leviathan“), während RWE mit einem arbeitet („Victoria Mathias“) und Eon je nach Bedarf eins oder zwei ins Baufeld pendeln lassen will („MPI Adventure“ und/oder „MPI Discovery“).

Ein ausführlicher Text über die logistischen Konzepte der Offshore-Windparks im so genannten Helgoland-Cluster ist in der April-Ausgabe der „Hansa“ (International Maritime Journal) auf den Seiten 42 und 43 oder hier zu lesen.