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Offshore-Wind (1) : Der Windstrom kommt an Land

  • -Aktualisiert am

Offshore-Windpark „Alpha Ventus“: Jede Menge Lehrgeld Bild: dpa

Weit vor der Küste installierte Windparks lassen sich nicht mit klassischen Drehstromverbindungen an das Stromnetz an Land anschließen. Für sie müssen leistungsstarke HGÜ-Steckdosen gebaut werden. Bisher alles Einzelanfertigungen.

          6 Min.

          Im deutschen Offshore-Windgeschäft sind Erfolgsnachrichten die Ausnahme. Entsprechend schwer haben sie es, sich Gehör zu verschaffen. So hat man mit eher müdem Lächeln die kürzlich verkündete, 15 Prozent über dem Prognosewert liegende Stromausbeute (2011) des Forschungswindparks „alpha ventus“ zur Kenntnis genommen. Denn wer an dieses rund 45 Kilometer nördlich von Borkum im hier 30 Meter tiefen Wasser stehende Testfeld denkt, der erinnert sich vor allem an Pannen.

          Ganze drei Jahre später als ursprünglich geplant hat hier im Herbst 2009 das letzte der zwölf Windräder mit der Stromproduktion begonnen. Man hatte schlicht die Schwierigkeiten und die Komplexität des Projekts unterschätzt. Fast schon naiv hatte man anfangs versucht, die tonnenschweren, für die Standsicherheit der Windräder zuständigen stählernen Dreibeine auf einem kleinen Ponton stehend zum Einsatzort zu schleppen.

          Während der sich ewig lange hinziehenden Bauphase musste jede Menge Lehrgeld bezahlt werden, wie man auch beim ersten kommerziellen Windpark in der deutschen Nordsee nicht von Erfolgen spricht, sondern sich vielmehr seit Monaten die Hiobsbotschaften mehren. Mittlerweile droht dem Investor, dem Bremer Unternehmen Bard, gar die Zerschlagung, nachdem man im vergangenen Jahr händeringend nach einem Investor gesucht hatte. Vergeblich, wie sich herausgestellt hat.

          Weit hinter dem Zeitplan

          Vor allem technische Schwierigkeiten haben hier die Baukosten auf heute geschätzte knapp drei Milliarden Euro steigen lassen, über eine Milliarde Euro mehr als projektiert. Zudem liegt man weit hinter dem Zeitplan zurück. Schon im vergangenen Jahr hätte der Windpark Bard Offshore 1, der in der ersten Ausbaustufe mit 80 Windrädern bestückt werden soll, in Betrieb gehen sollen. Heute drehen sich zwar die ersten rund 20 der fünf Megawatt (MW) starken Anlagen, doch die vollständige Inbetriebnahme des 90 Kilometer vor der Küste liegenden Parks ist erst für Ende 2013 oder Anfang 2014 vorgesehen.

          Offshore-HGÜ-Plattform

          Damit kommen die hochgesteckten Ziele der Bundesregierung, mit Offshore-Windanlagen recht bald schon einen nennenswerten Anteil der deutschen Stromerzeugung abdecken zu können, dramatisch ins Rutschen. So hat das die Branchenentwicklung akribisch abbildende Bremer Marktforschungsunternehmen Wind-Research vor wenigen Tagen gemeldet, dass man das Ziel, im Jahr 2020 Windkraftanlagen mit einer Leistung von 10.000 MW (das sind rund 3000 Windräder) in Nord- und Ostsee am Netz zu haben, „mit Sicherheit verfehlen“ werde. Schuld daran seien vor allem die Verzögerungen beim Bau der für den Abtransport des Windstroms in Richtung Küste zuständigen Netzanbindungen. An 35 000 MW Offshore-Windleistung bis zum Jahr 2030, wie es der Plan der Politik vorsieht, wagt schon länger niemand mehr zu denken.

          Schwierigkeiten bereitet jedoch nicht allein die Technik. Auch die Finanzierung des mehrere Milliarden Euro schweren Großprojekts Offshore bereitet Probleme. Und das, obwohl den Investoren mehr als 20 Jahre eine recht üppige Vergütung (bis zu 19 Cent für die Kilowattstunde) für den erzeugten Windstrom garantiert wird und die für den Bau der Leitungen zuständigen Netzbetreiber (in der Nordsee ist das Tennet) mit kostenbezogenen Netzentgelten rechnen können.

          Unerfreuliche Gemengelage

          Doch das alles reicht nicht, denn bei unsicheren Planungsdaten und dem Risiko, dass ein aus der Spur geratenes Schiff einen gesamten Windpark eventuell für Monate vom Netz nimmt, lassen sich nur schwer Finanzierungen konstruieren und Versicherer finden. Diese unerfreuliche Gemengelage versucht man gerade zu entspannen: So will man eine gemeinsam vom Netzbetreiber, den Windparkprojektierern, den „Strippenziehern“ und den Genehmigungsbehörden erarbeitete (verbindliche) Generalplanung hinbekommen, die Grundlage für alle Haftungsfragen sein soll. Kommt es trotzdem zu Verzögerungen oder versagt die Technik, fließt Geld. So bekommt der Windradbetreiber, so sieht es das vorliegende Konzept des Bundwirtschafts- und des Bundesumweltministeriums vor, ab dem elften Stillstandstag 90 Prozent der gesetzlich festgeschriebenen Einspeisegebühr - die von der Solidargemeinschaft der Stromkunden klaglos (bisher) bezahlt wird.

          Das kann sich ändern. Dagegen wird mit großer Sicherheit die Vorgabe der zuständigen Genehmigungsbehörde Bestand haben, die Offshore-Windräder mit ihren Nabenhöhen von bis zu 140 Metern so weit vor der Küste ins Wasser zu stellen, dass sie die am Ufer spazierenden Urlauber nicht zu Gesicht bekommen. Entfernungen von über 100 Kilometer und Wassertiefen bis zu 40 Meter sind technisch in den Griff zu bekommen, was freilich keine triviale Aufgabe ist. Das gilt auch für das Anlanden des weit vor der Küste erzeugten Windstroms, was, durchaus nachvollziehbar, nicht mit den für den elektrischen Anschluss von Kohle- oder Gaskraftwerken üblichen (Höchstspannungs-) Freileitungen möglich ist.

          Offshore-Windräder müssen mit in den Meeresboden eingegrabenen Seekabeln an ein nah an der Küste gelegenes Umspannwerk angeschlossen werden. Das ist zwar aufwendiger als das Anschließen gleich starker städtischer Blockheizkraftwerke, die etwa in der gleichen Liga spielen, aber immer dann noch eine vergleichsweise leichte Übung, wenn der Windpark nicht allzu weit draußen liegt. Das gilt etwa für das Testfeld Alpha Ventus und den lediglich 15 Kilometer vom Land entfernt installierten Ostsee-Windpark Baltic 1, wo sich seit dem Frühjahr 2010 21 Räder mit einer Leistung von jeweils 2,3 MW drehen.

          Keineswegs neue Technik

          In beiden Fällen konnten die Parks mit klassischen Drehstromverbindungen mit den lokalen Stromnetzen verbunden werden. Denn bei eher kurzen Distanzen bereitet der Kondensatoreffekt noch keine Probleme, der bei eng zusammenliegenden Phasen eines Wechselstromkabels zwangsläufig auftritt und umso größer ausfällt, je länger das Kabel, die Spannung und die Frequenz der Spannung sind. Nachteilig bei dieser Technik sind zudem induktive Verluste. Sie entstehen, da nach jedem Phasendurchgang des Wechselstroms sich ein Magnetfeld um den Leiter herum aufbaut, das beim nächsten Phasendurchgang wieder zusammenbricht und dabei eine Spannung induziert, die genau der Spannung entgegengerichtet ist, die übertragen werden soll.

          Offshore-Windgeschäft: Erfolgsnachrichten sind die Ausnahme

          Für weit draußen liegende Windparks taugt diese Technik nicht. Deren Strom muss als hochgespannter Gleichstrom an Land geschafft werden, was den Vorteil bietet, dass dabei kapazitive und induktive Widerstände nicht existieren, denn nur beim ersten Stromdurchfluss bauen sich hier ein elektrisches und ein magnetisches Feld auf. Damit gibt es beim Gleichstrom, theoretisch zumindest, auch keine Spannungsobergrenze für dessen Transport, was den Vorzug bietet, dass sich die Verluste einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) in engen Grenzen halten.

          Diese Technik ist keineswegs neu. Bereits 1954 hat Asea in Schweden eine erste HGÜ-Leitung gebaut. Mittlerweile gibt es weltweit 150. Die leistungsstärkste mit einer Kapazität von 6400 MW findet sich momentan im Südwesten Chinas, wo man mit dieser Technik den Strom des Wasserkraftwerks Xiangjiaba über 2071 Kilometer nach Schanghai transportiert. Fast alle diese Anlagen arbeiten mit der klassischen, mit Thyristoren arbeitenden Umrichtertechnik, die für den Abtransport des 100 Kilometer vor der Küste geernteten Windstroms nicht taugt, „springen“ die Thyristoren doch nur an, wenn ihnen ausreichend viel Blindleistung zur Verfügung steht. Und genau das können die Windräder nicht garantieren, fällt deren Leistung während einer Flaute doch auf null zurück.

          „Unerwartete Zusatzkosten“

          Als mit Borwin1 im Jahr 2007 die erste HGÜ-Steckdose (mit einer Kapazität von 400 MW) in Auftrag gegeben wurde, hatte nur der Konzern ABB eine passende Lösung parat und bekam den Zuschlag. Dessen „HGÜ-Light“-Technik nutzt anstelle von Thyristoren moderne Leistungstransistoren (Insulated Gate Bipolar Transistors), die aus dem Stand heraus hochgefahren werden können. Damit ist die Stromverbindung „schwarzstartfähig“, wie Techniker sagen. Und im Vergleich mit den Thyrostoren bietet die neue Technik den Vorteil, deutlich weniger Platz zu benötigen. Entsprechend kompakter fallen die Umrichterstationen aus - ein relativer Begriff. Denn mit einer Grundfläche von 50 auf 35 Meter und einer Höhe von 25 Meter erreichte auch der erste Offshore-Schaltkasten schon stattliche Ausmaße. Damit ihm auch Großwellen nichts anhaben können, hat man ihn auf ein 20 Meter aus dem Wasser ragendes Fachwerkgerüst (Jacket) gestellt.

          Siemens bietet mit „HGÜ Plus“ mittlerweile auch eine offshoretaugliche Anschlusstechnik an. Vier der bisher von Tennet bestellten sieben Nordsee-Steckdosen kommen von dem Münchner Technologiekonzern und haben dessen Bilanz gewaltig durcheinandergewirbelt. Der Grund sind „unerwartete Zusatzkosten“ und erhebliche Verzögerungen im Projektablauf. So kann die Plattform Helwin 1, die den Windpark Nordsee Ost an das Netz auf dem Festland anschließen soll, nicht wie geplant in diesem Jahr in Betrieb gehen. Und wie Tennet vor wenigen Tagen gemeldet hat, wird sich auch die Fertigstellung der Plattform Borwin 2 verzögern. Man rechnet nun damit, dass erst im Jahr 2014 diese beiden „Schaltkästen“ Windstrom werden gleichrichten können.

          Unterschätzt hat man bisher die Schwierigkeiten bei der Montage der HGÜ-Steckdosen. Um auch bei schlechterem Wetter und höheren Wellen arbeiten zu können, wird ABB seine dritte Anlage (Dolwin 2) nicht vom Kran auf ein zuvor am Meeresboden abgestelltes Jacket setzen. Vielmehr projektiert man gerade eine schwimmfähige Plattform, die an den Aufstellort geschleppt und hier abgesenkt werden kann. Das ist eine Technik, die im Offshore-Öl- und Gasgeschäft längst erprobt ist. Mit ihr kann man ein deutlich größeres „Wetterfenster“ für die Montage nutzen und ist nicht länger auf windarme Sommertage angewiesen.

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