Die Kosten im Blick

Windpark Stadum-Sprakebüll in Schleswig-Holstein.

Windenergie an Land hat nach wie vor Potenzial, die Kosten pro erzeugte Kilowattstunde weiter zu verringern. Die Anlagenhersteller verfolgen dabei innovative Strategien.

In den letzten Jahren sind Windenergieanlagen nicht nur in der Leistung, sondern vor allem in der Nabenhöhe und der Größe der Rotoren deutlich gewachsen. Diese Entwicklung hat sich auch 2013 fortgesetzt:

Nordex bringt künftig die N 131/3000 auf den Markt. Diese Anlage ist mit 3 MW Nennleistung und 131 Metern Rotordurchmesser für Standorte der Windklasse IEC III ausgelegt. Sie erweitert damit das Angebot der 3-MW-Plattform um eine Schwachwindanlage. Der Prototyp soll im vierten Quartal 2014 errichtet werden, der Serienstart ist für 2015 vorgesehen. Angeboten wird die Anlage mit Turmhöhen von 99, 114 und – speziell in Deutschland – 134 Metern.

Enercon hat seine Baureihe E115 um eine 3-MW-Turbine ergänzt und damit die Plattform mit 115 Metern Rotordurchmesser nach oben abgerundet. Der Prototyp der E 115/3 MW wurde Ende 2013 mit 135 Metern Nabenhöhe in Norddeutschland errichtet und zielt als Windklasse-IIA-Maschine auf Standorte mit mittleren bis geringeren Windgeschwindigkeiten ab. Der Serienstart soll noch in diesem Jahr erfolgen.

Weltmarktführer Vestas hat im April des vergangenen Jahres die Einführung von drei neuen Produktvarianten der 3-MWKlasse bekanntgegeben: Die 3,3-MW-Turbine ist als Weiterentwicklung der V112/3 MW mit Rotordurchmessern von 112, 117 und 126 Metern für Stark-, Mittel- und Schwachwindstandorte erhältlich. Der Rostocker Hersteller eno energy hat seine Produktpalette mit der ENO 100/2,2 MW um eine Windklasse-IEC III-Anlage erweitert. Der Prototyp der Anlage wurde 2013 errichtet, mindestens 10 Turbinen dieses Typs werden 2014 in Deutschland in Betrieb gehen.

Bereits Ende Januar des letzten Jahres hat GE seine neue 2.5-120-Anlage eingeführt. Der Prototyp der Turbine mit 120 Metern Rotordurchmesser wurde Ende März mit einer Nabenhöhe von 139 Metern in Holland errichtet. Der Hersteller bezeichnet die Neuentwicklung als „weltweit effizienteste und intelligente“ Anlage – Letzteres vor allem aufgrund des Einsatzes aufwendiger Prognosealgorithmen und Kommunikationsschnittstellen sowie der Option, die Anlage mit einem Stromspeicher auszustatten.

Der Großteil der neuen Anlagen sind Weiterentwicklungen bereits bewährter Konzepte, die mehrheitlich auf Standorte mit mittlerem bis schwächerem Windaufkommen abzielen. Erwartungsgemäß sind Nabenhöhen und Rotordurchmesser weiter gewachsen. „Das zeigt“, so Dieter Fries vom Betreiberbeirat des BWE, „dass sich die seit einigen Jahren abzeichnende Entwicklung hin zu größeren Anlagen mit geringerer spezifischer Leistung pro überstrichener Rotorfläche weiter verstetigt. Dies führt zu einer besseren Auslastung der Anlagen, was wiederum die Netze weniger belastet und sich positiv auf die Stromgestehungskosten auswirkt. Deren Verringerung ist entscheidend für den weiteren Erfolg der Windenergie.“

Zitat
„Die guten Standorte werden mit der Zeit rar, deswegen werden weltweit auch die windschwächeren Standorte für Investoren und Betreiber interessant – die dazu passende Anlagentechnik ist ja mittlerweile vorhanden“

Dass Anlagen gefragt sind, die diesem Prinzip folgen, zeigen unter anderem die Verkaufszahlen der Nordex N 117/2400: Nach Angaben von Nordex-Pressesprecher Felix Losada entfielen 2013 48 Prozent aller Neuaufträge auf die Schwachwindanlage, die seit Ende 2011 auf dem Markt ist. Allein in Deutschland konnte der Hamburger Hersteller mit Produktion in Rostock 115 Turbinen dieses Typs verkaufen. Folgerichtig glaubt Nordex auch für die neue N 131/3000 an ein ähnlich hohes Verkaufspotenzial.

Eine stetig wachsende Nachfrage nach Schwachwindanlagen verzeichnen auch Senvion (ehem. Repower), GE und andere: „Die guten Standorte werden mit der Zeit rar, deswegen werden weltweit auch die windschwächeren Standorte für Investoren und Betreiber interessant – die dazu passende Anlagentechnik ist ja mittlerweile vorhanden“, so Fries.

Spezifische Nennleistung geht weiter zurück

Wie künftige Turmhöhen, Rotorflächen und Turbinenleistungen auch im Verhältnis zueinander wachsen, prognostiziert die im Juni 2013 veröffentlichte Kurzstudie „Entwicklung der Windenergie an Land in Deutschland“ des Fraunhofer IWES im Auftrag von Agora Energiewende. Hier wird angenommen, dass die spezifische Nennleistung innerhalb der nächsten 20 Jahre sowohl für Starkwind- als auch für Schwachwindanlagen bei zunehmenden Rotordurchmessern und Nabenhöhen weiter sinken wird.

Noch besser als bei den heutigen Modellen wird es danach in Zukunft möglich sein, die Auslastung der Anlagen mit einer zunehmenden Zahl von Volllaststunden zu erhöhen und damit Windstrom günstiger zu produzieren. Die aktuellen Anlagen erreichen bzw. überragen zum Teil bereits die Durchschnittswerte für 2023. Das zeigt, dass die Branche auf dem richtigen Weg ist.

Anlagenpreis und Stromgestehungskosten

Eine andere Studie der Deutschen WindGuard im Auftrag des Bundesverbandes WindEnergie und VDMA Power Systems zur Kostensituation der Windenergie an Land stellt dar, dass die Hauptinvestitionskosten einer WEA (Kosten für die Anlage, für Transport und Installation) bei einer angenommenen Einsatzzeit von 20 Jahren nach wie vor den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten haben. Deutlich wird dies bei einer Sensitivitätsanalyse der Kostenblöcke untereinander: Sie zeigt, dass sich an dieser Stelle eine Kostensenkung um 10 Prozent fast zur Hälfte unmittelbar auf die Stromgestehungskosten auswirkt.

In der Studie wird auch deutlich, dass in jüngster Vergangenheit bereits gute Ergebnisse erzielt werden konnten: Verglichen mit dem Jahr 2010 sind danach die Stromgestehungskosten bei schwächeren Windstandorten im Schnitt um gut 11 Prozent gesunken, was in erster Linie auf die Entwicklung der Schwachwindanlagen in jüngerer Vergangenheit zurückzuführen ist, aber auch durch die derzeit guten Finanzierungsbedingungen befördert wird. Neben den Fortschritten in der Anla- geneffizienz liegen bei Herstellung, Transport und Errichtung die größten Potenziale, um die Kosten der Windenergie an Land weiter zu senken. Hierzu werden seitens der Hersteller verschiedene Konzepte verfolgt:

Geringerer Transportaufwand

Ein wichtiger Kostenpunkt ist der Aufwand, der für Transport und Montage betrieben werden muss. Deshalb sind einige Hersteller dazu übergegangen, Großkomponenten wie den Turm zunächst in kleineren Einheiten zu fertigen und dann am Standort zusammenzufügen.

Hybridtürme sind bei Herstellern wie Senvion, Nordex oder GE ab gewissen Höhen bereits Standard. Sie lösen einen Teil des Transportproblems dadurch, dass die Betonsegmente vor Ort hergestellt werden. Sie erfordern deshalb aber auch einen relativ hohen Montageaufwand, der in einem vernünftigen Verhältnis zu den niedrigeren Transportkosten stehen muss. Siemens geht hier einen anderen Weg und nutzt einen geschraubten Stahlschalenturm: „Er besteht aus mehreren Elementen, die direkt vor Ort zusammengefügt werden. Der Vorteil ist,“ so Bernd Eilitz von Siemens, „dass wir die Elemente bis 140 Meter Turmhöhe in Standardcontainern zum Standort Siemens auch an anderer Stelle für eine Option. Eilitz: „Bei steigenden Anlagengrößen könnten künftig auch Maschinenhäuser in Abschnitte zerlegt transportiert werden.“


„Die Automobilindustrie mit ihrem hohen Standardisierungsgrad ist das Vorbild, an dem wir uns orientieren.“

Wettbewerber Enercon setzt bei größeren Höhen seinen Fertigteilbetonturm ein, der ebenfalls im Werk hergestellt und vor Ort zusammengesetzt wird. Der Auricher Anlagenbauer ist aber zudem mit teilbaren Rotorblättern am Markt: Nachdem bereits die Blätter für die E 126 in jeweils zwei Einheiten transportiert werden können, wurde nun auch die E115-Serie mit geteilten Rotorblättern ausgestattet: „Die Vorteile, die wir dadurch beim Transport haben, überwiegen den etwas höheren Aufwand für die Montage vor Ort bei weitem“, wie Felix Rehwald, Pressesprecher bei Enercon, feststellt.

Fortschreitende Industrialisierung

Eine entscheidende Kostenschraube ist der Produktionsprozess im Anlagenbau: „Letztlich“, so Rehwald, „kommt es für uns als Hersteller darauf an, eine intelligente Plattformstrategie zu entwickeln, mit der wir möglichst flexibel und effizient auf die Kundenanforderungen reagieren können.“ Dazu gehöre insbesondere auch die Standardisierung möglichst vieler Komponenten. Rehwald weiter: „So können Projektdurchlauf- und Entwicklungszeiten verkürzt und kann gleichzeitig die Qualität erhöht werden. Darüber hinaus muss natürlich auch der Herstellungsprozess möglichst effizient ablaufen.“ Ein Beispiel für einen erhöhten Automatisierungsgrad bietet die neue Enercon Rotorblattfabrik KTA in Aurich, in der die Rotorblätter zeitund kostensparend auf einer fahrbaren Form von einer Bearbeitungsstation zur nächsten transportiert werden.

Effizientere Prozesse verfolgt auch Siemens mit der Serienfertigung im dänischen Brande, die vor drei Jahren aufgenommen wurde: „Je größer die Serien, die man fertigt, desto höher sind auch die Kostensenkungspotenziale, die man für einzelne Anlagen realisieren kann. Deshalb haben wir vor vier Jahren bereits mit der Fließbandfertigung unserer 2,3-MW-Turbine begonnen. So konnten wir die Montagedauer von ursprünglich über 30 Stunden mehr als halbieren“, erläutert Bernd Eilitz. „Mittlerweile entsteht ein Großteil unserer Anlagen und Komponenten in hoch industrialisierten Fertigungsprozessen. Die Automobilindustrie mit ihrem hohen Standardisierungsgrad ist das Vorbild, an dem wir uns orientieren.“

Ein hoher Standardisierungsgrad ist auch bei GE in Salzbergen das Ziel, das unter anderem durch die Einführung einer hochmodernen Fließfertigung für Rotornaben und die Nutzung des „Industrial Internet“ verfolgt wird. Ebenso wird in Rostock seit 2011 auf das Fließband gesetzt: „Drei Linien für die Hauptkomponenten Maschinenhaus, Nabe und Triebstrang sowie drei weitere Linien für die Vormontage sorgen für weitestgehend standardisierte Prozesse. Synergieeffekte entstehen auch dadurch, dass wir uns auf zwei Plattformen beschränken,“ erklärt Felix Losada von Nordex.

Insgesamt arbeiten alle Hersteller daran, ihre Prozesse zu verschlanken und damit effizienter zu produzieren. Vor dem Hintergrund, dass zahlreiche Anlagenkomponenten nach wie vor von Hand gefertigt werden, ist voraussichtlich aber noch einiges Entwicklungspotenzial vorhanden.

Mehr Anlagen auf weniger Fläche

Während die großen Hersteller in der Produktion auf eine verstärkte Industrialisierung ihrer Prozesse setzen, ist diese Strategie für kleinere und mittlere Hersteller nur bedingt machbar. „Umso mehr konzentrieren wir uns seit einigen Jahren darauf, Forschung und Entwicklung für unsere Projekte inhouse zu bündeln“, berichtet Stefan Bockholt, Entwicklungsleiter von eno energy. Das Rostocker Unternehmen hat seine FuE-Aktivitäten in den letzten beiden Jahren neu organisiert, um die Entwicklung der Anlagen und Konzepte in enger Kooperation mit Zulieferern, Hochschulen und weiteren Forschungspartnern zu optimieren. „Darüber hinaus verstehen wir uns weniger als reiner Hersteller, sondern mehr als Komplettanbieter, der die Kosten und die Effizienz des Gesamtprojektes im Blick hat.“

Entsprechend hat das Unternehmen seine aktuellen Anlagen beispielsweise auch darauf ausgerichtet, mit Turbulenzen möglichst gut zurechtzukommen und möglichst wenige Turbulenzen selbst zu verursachen. „Dadurch können in einem Windpark die Abstände zwischen den Einzelanlagen reduziert werden, wodurch sich die Anlagenanzahl je Flächeneinheit erhöht“, erklärt Bockholt. Effizientes Parklayout mit optimal ausgelegten Anlagen ist ein Thema, dem sich die meisten Hersteller intensiv widmen.

Das Rostocker Unternehmen eno energy, das im Jahr etwa 30 bis 40 Anlagen errichtet, hat durch diese Spezialisierung auch für schwierigere Parkverhältnisse eine Kernkompetenz entwickelt, die künftig – dessen ist sich Stefan Bockholt sicher – noch stärker gefragt sein wird: „Denn am Ende ist die Fläche das knappe Gut.“