Neue Anlagen - Viel mehr Strom für viel weniger Geld

 

Auf den massiven Kostendruck der Ausschreibungen für Windenergie an Land reagieren die Hersteller mit größeren und effizienteren Anlagen. Die Preise für Anlagen und für Strom aus Windenergie sanken 2017 schneller als in den Vorjahren.

5,71 Cent im Mai, 4,28 Cent im August und 3,8 Cent je Kilowattstunde (ct/kWh) im November – so lauteten die durchschnittlichen Sätze, mit denen die Bieter sich 2017 in den Auktionen der Bundesnetzagentur für Windenergie an Land durchsetzten. Das ist ein nomineller Rückgang von mehr als 50 Prozent gegenüber den festen Vergütungssätzen des EEG 2017, die für Anlagen mit Inbetriebnahme Anfang 2018 noch bei rund 7,5 Cent lagen. Der Kostendruck steigt, nicht nur in Deutschland. 2,64 Rupien oder 3 Euro-Cent je Kilowattstundebrachte eine Auktion über 250 MW Windleistung im November 2017 in Indien. Auch in Ländern wie dem windreichen Marokko, in Peru und Mexiko gingen die Vergütungen in Einzelfällen auf bis zu 2,2 ct/kWh zurück. Die Kosten des Stroms von Windenergieanlagen an Land sind 2017 nicht nur in den Ausschreibungsergebnissen in Deutschland, sondern weltweit deutlich gesunken. Experten wie Andreas Reuter, Leiter des Fraunhofer-Instituts für Windenergie – IWES, sehen die 3-Cent-Marke als mittelfristiges Ziel für windhöffige Standorte. Das wäre ein Rückgang der Vergütungssätze des EEG 2017 um dann 60 Prozent.

Nach Analysen von Overmöhle Consult in Hamburg haben die Preise für Windenergieanlangen schon jetzt erheblich nachgegeben. „Laut des Vestas-Jahresberichts 2017 ist der durchschnittliche Verkaufspreis für Windkraftanlagen bei Neuaufträgenvon 0,95 Millionen Euro je Megawatt im vierten Quartal2016 auf 0,74 Millionen Euro je MW im vierten Quartal 2017gesunken. Das ist ein Preisrückgang von rund 22 Prozent in nur einem Jahr“, erklärt Geschäftsführer Klaus Overmöhle. 

 

Enercon verändert sein Gesicht

Wie setzen die Hersteller das um? Eine aktuelle Studie der International Renewable Energy Agency (IRENA) zeigt, dass die Kosten der Windkraft zu 70 bis 80 Prozent4 bei der Hardware vom Turmfuß bis zur Rotorblattspitze liegen. Entsprechend hoch ist die Erwartung an die Hersteller, mehr Kilowattstunden für weniger Geld anzubieten. Und die reagieren.

Die sichtbarsten Spuren hat der Kostendruck bei Enercon hinterlassen. Die auf der Husum Wind 2017 neu vorgestellte E-126 EP3 hat sich von den mächtigen, eiförmigen Hüllen im Sir-Norman-Foster-Design verabschiedet, die über Jahrzehnte das Markengesicht des deutschen Marktführers waren. Auch die E115, die aktuelle Brot-und-Butter-Maschine der Auricher,die 2017 in Deutschland die mit Abstand am häufigsten installierte Anlage war,5 trägt noch Foster. Im Gegensatz zu dieser Anlage für mittlere Windgeschwindigkeiten (IEC II) ist der Zuwachs bei der E126 EP3 äußerlich zunächst mal überschaubar:  Die überstrichene Rotorfläche wächst um 22 Prozent, die Nennleistung um 33 Prozent. „Es ist richtig, dass der Wettbewerbsdruck zunimmt“, erklärt Enercon Sprecher Felix Rehwald. Die neuen EP3-Anlagen gibt es als Modell für mittlere Windgeschwindigkeiten mit 126 Metern Rotordurchmesser und 4 MW Nennleistung sowie für Schwachwindstandorte mit 138 Metern und 3,5 MW. Die Anlagen seien „viel konsequenter auf Effizienz ausgelegt“, so Rehwald.

Kosten sollen gespart werden durch „einen hohen Anteil an Gleichteilen, die beide Anlagentypen nutzen“ und erheblich weniger Zeit in Produktion und Aufbau benötigen: „Wir wollen möglichst alle Montageschritte im Werk machen und fertige, funktionsgeprüfte Teile auf die Baustelle liefern.“

Dem ist auch das markante Design zum Opfer gefallen: Die eiförmige Hülle habe mehrere Container für den Transport zur Baustelle benötigt und mehrere Tage für die Vormontage. Bei der E-126 / 3,5 MW werde das Gehäuse nun komplett im Werk montiert und in einem Teil angeliefert. Ebenso die neue „Kompaktnabe“, die bisher auch auf der Baustelle zusammengeschraubt wurde. Auch ein Teil des Generators werde jetzt schon im Werk mit der Lagerung verschraubt – so könnten die notwendigen Einstellungen im Werk „unter kontrollierten Bedingungen“ erledigt werden.

Ebenfalls stark verändert hat sich die Rotorblatt-Philosophie: Jüngere Enercon-Anlagen waren bisher auch am „Spoiler“ zu erkennen. Bei der Einführung dieser mächtigen Hinterkantensegmente versprach Enercon sich 10 Prozent mehr Leistung bei gleichem Durchmesser. „Bei den heutigen Durchmessern bis 138 Metern fällt der Mehrertrag nicht mehr so stark ins Gewicht“, sagt Rehwald. Und für die logistischen Herausforderungen gebe es inzwischen Lösungen wie Transporter, mit denen sich die Blätter aufstellen ließen. Dazu käme wieder eine kürzere Montagezeit auf der Baustelle, weil das Zusammensetzen der Blätter entfalle.

Weitere Änderungen an den EP3-Anlagen: Die Türme werden künftig aus einem Baukastensystem von Segmenten zusammengesetzt, um mit Standardteilen Kosten zu sparen. Die Aufbauzeiten sollen kürzer werden. Und im Ringgenerator werden die Kupferspulen durch maschinell geformte Alu-Spulen ersetzt. Das alles ist darauf ausgelegt, auch für die Ausschreibungen im deutschen Markt Anlagen zu liefern. Die Serienfertigung soll schon Ende 2018 beginnen. So können die Planer die Anlagen in den Ausschreibungen 2018 berücksichtigen.

 

Nordex: Hersteller und Entwickler gemeinsam in Auktionen

Auch Nordex hat 2017 eine neue Anlage vorgestellt. „Wir gehen mit der N149 / 4.0-4.5 MW in die Auktionen. Die Auktionsergebnisse setzen Entwickler und Hersteller massiv unter Druck, aber mit dieser neuen Anlage werden wir in Zusammenarbeit mit unseren Kunden die neue Messlatte erreichen“, sagt Till Neuburger, Leiter der Produktstrategie bei Nordex in Hamburg. Die N149 ist schon die Nach-Nachfolgerin der N117, die 2017 die am häufigsten in Deutschland in Betrieb genommene Nordex-Anlage war. In den Ausschreibungen 2018 wurde dagegen schon die N131 eingesetzt – alles Anlagen für windschwache IEC III-Standorte. Die Schwachwindanlagen sind für den deutschen Markt besonders wichtig, da hier zurzeit rund zwei Drittel des Marktes liegen. Die windhöffigeren Standorte sind dagegen oft schon besetzt.

Im Vergleich der N117 zur N149 sieht man, welchen enormen Leistungszuwachs die neue Dimension bringt: Nicht nur hat die überstrichene Fläche um 62 Prozent zugelegt, auch die erhältlichen Turmhöhen sind noch einmal um 23 Meter auf 164 Meter gewachsen. „Wenn man den hohen Turm einsetzt, dann ist der Ertrag der N149 bei einem typischen Standort mit durchschnittlich 7 Metern Wind je Sekunde auf 15,4 GWh gewachsen. Das sind 86 Prozent mehr als bei der aktuell häufig aufgebauten N117“, rechnet Neuburger vor.

Um die Investitionskosten je installiertem Megawatt zu senken, setzt Nordex wie die meisten anderen Anbieter neben dem Größenwachstum auf Optimierung im Detail. „Entscheidend ist die Vielzahl von kleinen Verbesserungen, die sich über die gesamte Lebenszeit der Anlage auswirken, von der Finanzierung und Installation bis hin zur Wartung. Bei uns arbeiten rund 300 Personen an dem interdisziplinären „Cost of Energy“-Programm und halten alle zwei Wochen Ideenworkshops ab, um die Anlage kontinuierlich zu verbessern und die Kosten zu senken.“

Dazu gehört, dass die N149 als Anlage mit variabler Nennleistung ausgeliefert wird: Bei hohen Windturbulenzen an einem Standort würden Anlagen eher mit 4 MW und einer Zertifizierung auf 20 Jahren eingesetzt. Bei weniger Belastung würden die Anlagen im 4,5-MW-Modus betrieben und bis zu 25 Jahre Lebenszeit ausgewiesen und zertifiziert. Und je nach Lastfall am Standort würden auch unterschiedlich schwere (und damit stabile) Türme eingesetzt. Gleichzeitig ist Neuburger überzeugt: „Neben neuen Turmtechnologien werden wir in Zukunft mit Sicherheit auch Turmhöhen sehen, die noch über das jetzige Maximum von knapp über 160 Metern hinausgehen.“

GE: Technische Neuentwicklung und logistikfreundliche Blätter

Einen großen Sprung hat auch GE mit der neuen 4.8-Anlage gemacht, deren 158 Meter lange Rotorblätter Anfang 2018 den Rekord unter den neueren Onshore-Anlagen markieren.

Mit dieser Anlage konnten die Bürgerenergiegesellschaften und die hinter ihnen stehenden Planer schon 2017 an den Ausschreibungen teilnehmen. Bei der Realisierungsfrist von 54 Monaten nach Zuschlag und dem geplanten Beginn der Kleinserienfertigung bei GE in Salzbergen Ende 2019 passen die vorgesehenen Installationsdaten zumindest auf dem Papier gut zusammen. Gerade die 77,4 Meter langen Rotorblätter zählt GE-Produktmanager Michael Hammes zu den wichtigsten Innovationen der neu konzipierten Anlage, die nicht mehr auf der Basis der GE 2.5 und GE 3.6 beruht: „Mit der Übernahme des dänischen Rotorblattherstellers LM im April 2017 haben wir uns zusätzliche Kompetenz für die Design- und Materialoptimierung der Blätter ins Haus geholt, so konnten wir die Blätter leicht genug bauen und die Logistik verbessern“, erklärt Hammes. Dadurch steigt die überstrichene Fläche der 158-Meter-Anlage gegenüber der 120-Meter-Anlage mit 2,5 MW um 73 Prozent. Der Jahresertrag – im Hinblick auf die Stromgestehungskosten der entscheidende Faktor neben dem Preis der Anlage je Megawatt – klettert laut GE auf 18 GWh pro Jahr.

Weitere Innovation: der Umzug des elektrischen Systems aus dem Turmfuß in die Gondel. „Dadurch haben wir ein kompakteres System mit weniger Kabeln und weiteren Einsparungen“, sagt Hammes. Zudem verweist der Produktmanager auf die hohe Effizienz der Fertigung in Salzbergen. „Das ist einer der wenigen Standorte weltweit, die GE-intern als ‚Brilliant Factory‘ ausgezeichnet sind.“ Hammes verweist dabei auf ein „gekonntes Lean Manufacturing“, eine erhöhte Digitalisierungsrate und eine hohe Produktivität – freilich ohne ins Detail zu gehen. Bei den Produktionsdetails und den Investitionskosten je Megawatt äußern sich die Hersteller nur vage oder gar nicht.

Auch Vestas hatte neue Anlagen in den Ausschreibungen 2017

Bei Vestas, dem weltweit größten Hersteller von Windenergieanlagen, hat der Preisdruck wie bei allen börsennotierten Unternehmen 2017 Spuren hinterlassen. Laut Jahresbericht ist der operative Gewinn (Ebit) gegenüber 2016 schon um 1,5 Prozentpunkte auf 12,4 Prozent zurückgegangen. „Es ist unausweichlich, dass die kurzfristigen wirtschaftlichen Ergebnisse von den Herausforderungen am Markt betroffen sind“, erklärt der Vorstandsvorsitzende Bert Nordberg. Mit Blick auf die gesunkenen Vergütungen in den Ausschreibungen in Deutschland sagt Alex Robertson, Direktor der Vertriebsregion Ost und Vizedirektor Sales Deutschland: „Das setzt die Windindustrie natürlich unter erheblichen Druck.“ Intern fange Vestas das auf durch technische Entwicklungen immer größerer Anlagen sowie durch Kostensenkungen entlang der Lieferkette von der Anlage über Installation, Service und Finanzierung. An den Ausschreibungen 2017 haben Vestas Kunden mit der neuen V150-4.0/4.2MW teilgenommen.

Robertson weist aber auch darauf hin, dass die meisten bezuschlagten Projekte Binnenlandanlagen sind, die an Standorten mit 70 Prozent des Referenzertrags und weniger stehen. „Dadurch ist die Vergütung deutlich höher, als es zunächst scheint. Statt 4 ct/kWh liegt die Vergütung um den Faktor 1,29 höher, also bei 5,16 Cent.“ Das gibt den Unternehmen wieder ein wenig Spielraum – zumindest in Deutschland.

Weltweit wird der Kostendruck nicht nachlassen.

 

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