Siemens Wind CEO Markus Tacke: „Erst wenn wir auf 50 Prozent EE zugehen, werden Speicher relevant. “ (Teil 2)

Der Offshore-Windpark Gemini in der niederländischen Nordsee entsteht 85 km nördlich der holländischen Küste und wird mit 600 Megawatt einer der größten Windparks weltweit.

Die Zeiten, in denen Siemens Offshore einen Marktanteil von fast 100 Prozent hatte, gehen zu Ende. Markus Tacke, Chef der Windsparte des größten deutschen Maschinenbaukonzerns, erklärt, wie der Konzern sich darauf einstellt. Und kündigt zudem eine Modell-Offensive an Land an, die auch neue Anlagen für windschwache, so genannte IEC 3 Standorte bringen soll. Offshore soll der aktuellen 7 MW Anlage schon 2018/2019 eine noch leistungsstärkere Anlage folgen. Ziel: Die Kosten Offshore unter 10 Cent je kWh zu drücken.

Besonders interessant scheint mir der Konkurrent Mitsubishi Vestas. Die haben mit Mitsubishi einen Industriepartner, der Industriefinanzierung und Sicherheiten liefern kann - so wie Siemens. Und mit der V164-8 MW gibt es eine beeindruckend große Anlage, die sogar die Siemens 7 MW in den Schatten stellt. Wenn ich Ihr Kunde wäre, warum sollte ich mir dennoch die Siemens-Anlage kaufen?

Die SWT-6.0-154 ist die größte Maschine, die bislang in kommerziellen Windparks im Einsatz ist. Wir haben weit über 50 Stück installiert und sind im Moment dabei, den Windpark Godewind fertigzustellen. In dieser Leistungsklasse sind unsere großen Offshore-Windturbinen derzeit die einzigen, die schon im Betrieb zeigen, was sie können. Und die SWT-7.0-154 ist ein Upgrade der vorhandenen 6 MW Plattform. Der ganze Erfahrungsschatz fließt hier ein: sowohl aus den Prototypen als auch aus den ersten kommerziellen Installationen und Inbetriebnahmen. Unsere Kunden haben also die Wahl zwischen einem etablierten Produkt, das kommerziell verfügbar ist und seiner noch leistungsstärkeren Variante. Als direktgetriebene Maschinen bieten beide D7-Anlagen erhebliche Vorteile, wie beispielsweise geringe Komplexität, niedriges Gewicht und optimale Zugänglichkeit bei der Wartung. Das zahlt sich auch bei den Fundamenten und bei der Installation aus. Und das wird nicht das letzte Upgrade der D7 Plattform sein, wir werden sie konsequent weiterentwickeln.

Was kommt denn nach der 7 MW Maschine?

Gehen Sie mal davon aus, dass Sie für Installationen ab 2018/19 wieder ein Upgrade unsere D7 Plattform sehen werden.

Größere Maschinen sind ein Punkt, um die Kosten des Offshore-Stroms auf 10 Cent in 2020 zu senken. Was sind die anderen Punkte?

Es gibt vier Schwerpunkte. Als erstes müssen wir die Turbine leistungsfähiger und spezifisch günstiger machen. Es wird also, zumindest für Offshore, weiter einen Trend zu größeren Maschinen mit höherer Kapazität und größeren Rotoren geben. Bei der Technologieentwicklung - und das ist der Charme – kann Europa und gerade auch Deutschland seine industriellen Stärken ausspielen. Denn die Offshore-Maschinen sind noch längst keine Standardprodukte und die nächste Generation wird erhebliche Technologieentwicklungen erfordern. Die Hebel sind Kosten und Effizienz der Maschine, ersteres runter, das andere hoch. Das zweite Thema ist Optimierung des Systems aus Fundament und Maschine. Wir alle kennen die teure und schwierige Lernkurve bei den Fundamenten, insbesondere in Deutschland. Heute werden fast alle Maschinen auf Monopiles gebaut, das gilt es weiter zu industrialisieren um zusätzliche Kostenvorteile zu erarbeiten. Das dritte Thema ist die Netzanbindung. Siemens hat den Weg, weg von zentralen Lösungen mit einer Umspannstation auf verteilte Systeme aufgezeigt, was gerade für die großen Abstände der deutschen Windparks von der Küste Vorteile bringt. Das vierte Thema ist Effizienzsteigerung von Wartungs- und Serviceaktivitäten. Wir müssen deutlich intelligentere Konzepte finden um die Verfügbarkeit der Anlagen zu erhöhen, wie wir sie im Projekt Gemini zur Umsetzung bringen werden. Da spielt natürlich auch das Thema Industrie 4.0 wieder rein.

Wir müssen deutlich intelligentere Konzepte finden um die Verfügbarkeit der Anlagen zu erhöhen

Wie das?

Wir müssen so viel Information über unsere Maschinen sammeln, dass wir die Wartungsaufwendungen reduzieren können. Servicetechniker verbringen ungefähr 50 Prozent ihrer Arbeitszeit mit Schlechtwetter, Wartezeit und Transfers. Das ist natürlich nicht produktiv. Für den niederländischen Windpark Gemini haben wir daher Konzepte entwickelt, wie Service und Wartung höchst kosteneffizient gestalten werden können.

Sind die vier Punkte, die Sie genannt haben, etwa gleichwertig für die Kostenreduktion?

Ja, alle diese Themen liegen zwischen 20 und 30 Prozent an den Gesamtkosten.

Beschäftigen Sie sich wie der Konkurrent Alstom auch mit schwimmenden Fundamenten?

Schwimmende Fundamente sind relevant und wir arbeiten daran. Ich gehe davon aus, dass es ab 2020 einen Markt für schwimmende Fundamente geben wird. Der Charme liegt darin, dass es Regionen gibt in denen es ohne schwimmendes Fundament nicht geht, da die Meerestiefen vor der Küste zu schnell zunehmen. Vor allem im asiatischen Raum. Das andere Argument ist - gerade wenn wir über größere Maschinen nachdenken - dass man dann wieder in eine neue Installationsinfrastruktur investieren müsste. Wenn man eine fertig installierte Maschine nur rausschwimmen muss und zur Wartung wieder reinholen kann, spart man sich zumindest die großen Kräne. Das kann man in die Überlegungen einbringen, welche Kosten so ein Fundament haben darf.

Schwimmende Fundamente sind relevant und wir arbeiten daran.

Ab welchen Wassertiefen ist das überhaupt interessant?

50 Meter sind eine Größenordnung. Bis 50 Meter sehe ich auch weiterhin langfristig Monopiles und Jackets als die bessere Lösung.

Was ist dann das Problem?

Ob schwimmende Fundamenten oder andere Konstruktionen für größere Wassertiefen - hier sind die heutigen Strukturen extrem stahlintensiv. Man muss zu Konstruktionsverfahren kommen, die Standardkomponenten verwenden – und davon weniger, sonst wird sowohl der Stahl als auch dessen Schweißverbindungen zu teuer.

Ganz entscheidend für die Kosten Offshore ist auch, dass sich eine Industrie etabliert, die eine durchgehende Auslastung hat und nicht jedes Mal ganze Fabriken wieder neu gebaut werden müssen. Die Branche erwartet nach der Entscheidung für Cuxhaven, dass Siemens seine Kanäle in die Politik nutzen kann, um die Ausbauziele Offshore nach 2020 von jetzt 800 MW pro Jahr auf 1.200 MW pro Jahr hochzutreiben. Haben Sie neue Signale aus der Politik?

Nein, wir kriegen da keine anderen Signale als andere auch. Aber die Aussage von Cuxhaven ist eindeutig: Wenn die Rahmenbedingungen - und hier schauen wir natürlich auch auf Deutschland - geeignet sind, dann ist die Industrie bereit zu investieren. Wenn die Politik Investitionen will, muss sie die Rahmenbedingungen so setzen, dass Investitionsentscheidungen für die Unternehmen darstellbar sind.

Ihr Kunde WPD sondiert im Moment Offshore-Projekte in Taiwan. Erstens, gehen Sie mit? Und zweitens: Wo erwartet Siemens außerhalb Europas die nächsten Märkte?

Ja, es gibt auch in Asien Offshore-Projekte und da sind wir mit beteiligt, z.B. in Taiwan. Das sind in der Regel Prototypinstallationen um lokal Erfahrungen zu sammeln bevor in größere Projekte investiert wird. Und wir sind in China mit unserem Partner Shanghai Electric unterwegs. Dort gibt es eine relativ große Pipeline an Projekten, die mit unserer SWT 4.0-130 gebaut wird. Das sind vor allem Nearshore-Projekte, um die guten Windbedingungen an der Küste zu nutzen und einen relativ kurzen Übertragungsweg nach Shanghai und Peking zu haben.

China ist für die ganze Windbranche eine sehr zwiespältige Geschichte. Haben Sie wirklich Hoffnung, dort erfolgreich zu sein?

Wir sind auf diesem Markt mit unserem Lizenzpartner aktiv. Wir beraten und der Partner bedient auf Basis unserer Technologie die Projekte. Das hat sich etabliert und funktioniert

Am Onshore-Markt in Deutschland, das hat Ihr Vertriebschef Michael Westhagemann jetzt verkündet, wollen Sie in fünf Jahren einen Marktanteil von 30 Prozent erreichen. Im Moment liegt Siemens bei 1,7 Prozent und bis 2020 sind gar nicht mehr so furchtbar viele Parks zu vergeben, vieles ist schon durchgeplant. Haben Sie Herrn Westhagemann für seine sehr, sehr mutige Aussage schon die Ohren langgezogen?

Mit unseren On- und Offshore-Projekten erreichen wir einen guten zweistelligen Prozentsatz. Und die zentrale Aussage war, dass wir im deutschen Onshoregeschäft wachsen wollen. In der Vergangenheit haben wir uns auf Offshore und IEC 1, also Starkwind- Gebiete, konzentriert. Jetzt schauen wir uns die Mittel- und Schwachwindstandorte, IEC 2 und IEC 3, an, auch in Deutschland. Wir haben hierfür unsere SWT 3.3-130 entwickelt, die an solchen Standorten – beispielsweise auf einem 135 Meter Turm – Maßstäbe beim Ertrag setzt.

Siemens kümmert sich in Zukunft also mehr um Onshore?

Wir haben für Onshore zwei spezifische Plattformentwicklungen in der Pipeline: Die SWT3.3-130 für Standorte mit festgelegter Anzahl von Positionen, wir nennen das „position constrained markets“, und die SWT 2.3-120 für Märkte mit vorgegebener Gesamtkapazität, so genannte „capacity constrained markets“. Wenn der Eindruck entstanden ist, dass wir uns um diese Märkte in der Vergangenheit nicht genug gekümmert haben, dann weil wir mit dem Wachstum in Offshore beschäftigt waren. Jetzt kümmern wir uns darum, sowohl was die Technik angeht als auch die Betreuung der Kunden.

Die zentrale Aussage war, dass wir im deutschen Onshoregeschäft wachsen wollen

Was bietet Ihre Technologie denn mehr? Denn 3,3 MW Binnenlandanlagen mit 130 bis 150 Meter Rotorblattdurchmesser bieten auch Nordex, Vestas, Senvion, Enercon und GE. Die Anlagendaten sind fast identisch.

Auf den ersten Blick mag das so scheinen. Wenn Sie sich das aber genauer anschauen, ist die SWT 3.3-130 die Anlage am Markt mit dem höchsten Kapazitätsfaktor für IEC Class-2. Die anderen Anlagen sind eher Class-3. Und bei uns ist auch noch Potential drin.

Kommt dann noch eine Anlage für ausgesprochene Schwachwindstandorte?

Beide jetzt vorgestellten haben Entwicklungspotenzial in diese Richtung, das wir nutzen werden.

Sagen Sie noch einen erklärenden Satz dazu.

Sie fragen immer nach Neuheiten. Wenn ich Ihnen das jetzt sage, haben wir später nichts mehr Interessantes zu berichten! Grundsätzlich können Sie Kapazität oder Rotordurchmesser erhöhen. Was wir machen, werden wir zum richtigen Zeitpunkt kommunizieren.

Drei Fragen zum Schluss. Erstens, ist Windenergie inzwischen die günstigste Art Strom zu produzieren mit neuen Anlagen?

Sehr oft. Wenn Sie gute Windlagen etwa in den USA vergleichen mit Gaskraftwerken, ist Windstrom auf jeden Fall auch ohne Förderung wettbewerbsfähig. Die Kombination aus Wind und Gas hat die niedrigsten Stromerzeugungskosten und die niedrigsten CO2 Emissionen.

Kann Siemens seinen Kunden schon Lösungen aufzeigen, wie man eine günstige Stromversorgung allein mit Erneuerbaren und Speichern hinbekommt?

Grundsätzlich ja und Speichertechnologie ist für die Zukunft ein relevantes Thema. Aber wichtiger ist im Moment, die Integration der hohen Anteile variabler Erzeugungskapazität in unsere vorhandenen Netze. Erst wenn wir auf 50 Prozent Erneuerbare im Stromnetz zugehen, dann werden Speicher relevant.

Blicken Sie fünf Jahre voraus: Wie viel Megawatt Onshore- und Offshore-Wind produziert Siemens? Und wo liegen Sie damit in der Liste der größten Windkraftanbieter weltweit?

Wenn ich eine Glaskugel hätte, würde ich an der Börse spekulieren und Windkraft als eine geliebte Nebenbeschäftigung sehen. Leider habe ich diese Glaskugel nicht. Aber ich gehe fest davon aus, dass Siemens weiterhin die Nummer eins im Offshore-Geschäft ist: Mit einer Maschine, die industriell erprobt ist und sich gut weiterentwickeln lässt. Und wir werden in Onshore mit unserem Fokus auf Mittel- und Schwachwindanlagen eine marktführende Technologie anbieten mit der wir deutlich besser positioniert sein werden als heute. Ich denke, auch ohne Glaskugel, kann ich diese zwei Entwicklungen vorhersagen

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