Systemcheck Sonderausgabe I

Mehr nutzbarer Ertrag statt nur mehr Megawatt

Die vielleicht interessanteste Entwicklung der neuen Onshore-Anlagen besteht gerade darin, dass mehrere Hersteller nicht ausschließlich die maximale Nennleistung erhöhen. Stattdessen rücken Jahresenergieertrag, Standorttauglichkeit und die bessere Nutzung vorhandener Netzanschlüsse stärker in den Vordergrund.

• Nordex stellte in Hamburg mit der N193/7.X eine neue Delta4000-Anlage mit 193 Metern Rotordurchmesser und 95 Meter langen einteiligen Rotorblättern vor. Die Baureihe erreicht eine Leistung von bis zu 7,3 MW; für den deutschen Markt soll sie zunächst mit maximal 6,6 MW angeboten werden. Nach Angaben des Herstellers kann die Anlage an typischen Schwach- und Mittelwindstandorten bis zu 14 Prozent mehr Energie als die N175/6.X erzeugen.

Interessanter als die reine Leistungsangabe ist dabei die Entwicklungslogik. Ein größerer Rotor kann zusätzliche Energie erschließen, ohne dass die Netzanschlussleistung im gleichen Umfang steigen muss. Damit wird der Ertrag je Anschluss-MW selbst zu einer relevanten Projektgröße.

• Auch Vestas verfolgt mit der neuen V182-7.2 MW diese Richtung. Gegenüber der V172-7.2 MW nennt der Hersteller je nach Standort einen vier bis sechs Prozent höheren Jahresenergieertrag. Auch hier steht nicht allein die maximale Leistung im Vordergrund. Vestas argumentiert stärker über Lebenszykluskosten und die zusätzliche Produktion bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten.
• Noch deutlicher wird der Ansatz bei Enercon. Bei der E-175 EP5 E2 wurde die ausgewiesene Jahresenergieproduktion nach Feldvalidierung gegenüber dem ursprünglichen Ausgangswert um insgesamt 5,5 Prozent erhöht – ohne die Nennleistung anzuheben. Gerade für Projekte, deren Genehmigung oder Netzanschluss auf eine bestimmte Leistungsklasse ausgelegt sind, kann ein solcher Mehrertrag wirtschaftlich besonders interessant sein.

Die gemeinsame Entwicklungslinie ist damit klar: Die leistungsstärkste Anlage ist nicht automatisch die wirtschaftlich beste Anlage. Windprofil, Rotorfläche, Netzanschluss, Marktwert des erzeugten Stroms, Lebenszykluskosten und tatsächliche Jahresproduktion werden wichtiger.

Das Signal für das System

Onshore-Innovation verschiebt sich von maximaler Nennleistung stärker in Richtung maximal nutzbarer Energie unter realen Projektbedingungen. Das klingt weniger spektakulär als der nächste Leistungsrekord. Für die Wirtschaftlichkeit eines Windparks kann es aber wesentlich relevanter sein.

Innovation findet längst nicht mehr nur an der Turbine statt – Auch die Höhe bleibt ein wichtiges Innovationsfeld.

Max Bögl und Vestas haben mit einer V172-7.2 MW auf 199 Metern Nabenhöhe eine außergewöhnlich hohe serienfähige Konfiguration realisiert. Dahinter steht die Grundidee: In größerer Höhe können stärkere und gleichmäßigere Windverhältnisse erschlossen werden.

Noch wesentlich weiter geht der GICON-Höhenwindturm. GICON war auf dem von der IHK Cottbus organisierten Gemeinschaftsstand der Hauptstadtregion Berlin-Brandenburg auf der WindEnergy vertreten. Die Pilotanlage in Schipkau erreicht nach Angaben des Unternehmens eine Nabenhöhe von rund 300 Metern.

Der technologische Ansatz unterscheidet sich von der klassischen Weiterentwicklung der Windenergieanlage. Zusätzlicher Ertrag soll nicht primär durch einen noch leistungsfähigeren Generator entstehen, sondern durch die Erschließung anderer Windschichten.

Ob sich diese Konzepte wirtschaftlich skalieren lassen, müssen die Anlagen allerdings erst zeigen. Entscheidend werden nicht die Rekordhöhe oder die technische Machbarkeit allein sein, sondern tatsächlicher Mehrertrag, Errichtungs- und Wartungskosten, Lebensdauer sowie Service- und Genehmigungsfähigkeit.

Die internationale Perspektive zeigt zugleich, dass extreme Turmhöhen neue Folgeprobleme erzeugen. Das spanische Unternehmen Nabrawind präsentierte in Hamburg unter anderem Nabralift, BladeRunner und Skylift. Beim australischen Nullagine-Projekt kommt eine 188 Meter hohe Nabralift-Konfiguration für Envision-Turbinen zum Einsatz. Andere Systeme des Unternehmens sollen Montage und Rotorblattwechsel ohne klassische Großkräne erleichtern.

Damit wird sichtbar, dass Turm, Fundament, Transport und Montage selbst zu Innovationsfeldern werden. Je größer und höher Windenergieanlagen werden, desto weniger kann die Turbine isoliert betrachtet werden.

Das Signal für das System

Onshore-Innovation umfasst inzwischen die gesamte technische Infrastruktur des Projekts. Die entscheidende Frage lautet nicht mehr nur, wie viel Energie eine Turbine erzeugen kann. Ebenso wichtig wird, wie wirtschaftlich sie gebaut, transportiert, montiert, gewartet und über ihre Lebensdauer betrieben werden kann.

Der nächste Fortschritt muss nicht die nächste Größenklasse sein

Die Offshore-Windenergie blieb auch in Hamburg ein technologisches Schaufenster der Branche. Besonders sichtbar wurde dies bei Envision. Der chinesische Hersteller stellte mit der EN-252/16.7 eine neue Offshore-Turbine mit 16,7 MW Nennleistung und 252 Metern Rotordurchmesser vor. Nach Angaben des Unternehmens soll die Anlage gegenüber bisherigen Lösungen je nach Projektbedingungen einen höheren Jahresenergieertrag ermöglichen und zugleich die Zahl benötigter Turbinen in großen Offshore-Projekten reduzieren. Diese Werte sind Herstellerberechnungen und keine unabhängig bestätigten Betriebsergebnisse.

Bemerkenswert ist allerdings weniger die einzelne Leistungszahl als die Richtung der Entwicklung. Während Envision mit einer neuen Plattform in die europäische Offshore-Debatte eintritt, setzte Vestas in Hamburg mit der V236-15.0 MW auf eine bereits etablierte 15-MW-Plattform. Vestas präsentierte sie ausdrücklich als Lösung für die großskalige Umsetzung von Offshore-Projekten.

Damit wird ein Zielkonflikt sichtbar, der die technische Entwicklung der nächsten Jahre prägen könnte. Größere Turbinen können die Zahl der Anlagen und damit grundsätzlich Fundamente, Verkabelung und Installationsaufwand je Gigawatt reduzieren. Gleichzeitig erzeugt jede neue Größenklasse zusätzliche Anforderungen an Produktion, Transport, Häfen, Installationsschiffe, Kräne, Zertifizierung und Ersatzteilhaltung.

Technischer Fortschritt lässt sich deshalb bei Offshore nicht mehr ausschließlich an der maximalen Nennleistung messen. Mindestens ebenso wichtig wird, wie zuverlässig und in welcher Stückzahl eine Plattform produziert, installiert und über Jahrzehnte betrieben werden kann.

Auch der Betrieb selbst wird zum Innovationsfeld. Zustandsüberwachung, Kabeldiagnostik, digitale Wartung und vorausschauende Instandhaltung gewinnen angesichts der hohen Kosten ungeplanter Offshore-Stillstände an Bedeutung. Die WindEnergy stellte deshalb nicht nur neue Turbinen, sondern auch Lösungen für Sicherheit, Effizienz und Lebenszyklusmanagement in den Mittelpunkt.

Das Signal für das System

Offshore-Innovation verschiebt sich vom reinen Größenwettbewerb zunehmend in Richtung Industrialisierung, Zuverlässigkeit und Lebenszyklus. Die entscheidende Frage ist nicht nur, wie groß die nächste Turbine werden kann, sondern ob eine Plattform in hoher Stückzahl zuverlässig produziert, installiert, gewartet und wirtschaftlich betrieben werden kann.

Vom Zusatzprodukt zum integrierten Energieprojekt

Der zweite große Trend der Messe war kaum zu übersehen: Batteriespeicher sind im Windgeschäft angekommen. Die WindEnergy widmete ihnen erstmals eine eigene Energy Storage Stage. Entscheidend ist aber weniger die Messefläche als die Tatsache, dass Speicher zunehmend bereits in der Projektentwicklung gemeinsam mit Windenergie gedacht werden.

Ein deutliches Beispiel liefert der von PNE und   geplante Energiepark Beerfelde. Vorgesehen sind 14 Enercon E-175 mit insgesamt rund 98 MW Windleistung sowie ein Batteriespeicher mit 32,2 MW Leistung und 70,21 MWh Kapazität. Hinzu kommt ein eigenes Umspannwerk.

Damit wird Co-Location nicht mehr nur theoretisch diskutiert. Wind und Speicher werden von Beginn an innerhalb eines gemeinsamen Projekts betrachtet. Das verändert die zentrale Projektfrage. Bislang stand vor allem im Mittelpunkt: Wie viel Strom produziert der Windpark? Künftig kommt eine zweite Frage hinzu: Wann ist dieser Strom besonders wertvoll?

Ein Speicher kann Strom aus Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen in attraktivere Marktphasen verschieben. Er kann die vorhandene Netzanschlussleistung anders nutzen, zusätzliche Erlösquellen erschließen und – abhängig von Netz- und Betriebsregeln – Abregelung reduzieren.

Auch die Unternehmenskommunikation während der Messe zeigt diese Verschiebung. Betreiber, Speicherentwickler und Vermarkter diskutierten flexible Netzanschlussvereinbarungen, gemeinsame Anschlusspunkte, Grün- und Graustrom, Erlösoptimierung und Finanzierung.

Allerdings sollte der Entwicklungsstand nicht überschätzt werden. Wind plus Speicher ist noch kein Standardmodell. Die wirtschaftliche Integration hängt weiterhin an zahlreichen Schnittstellen – von Messkonzepten und EEG-Regeln über Netzentgelte und Redispatch bis zu Speicherfahrweise, Degradation, Vermarktung und Finanzierung.

Gerade deshalb ist Beerfelde relevant. Das Projekt beweist noch nicht, dass alle Fragen gelöst sind. Es zeigt aber, dass Entwickler beginnen, sie innerhalb eines integrierten Projektdesigns zu lösen.

Das Signal für das System

Windpark und Batteriespeicher beginnen, zu einem gemeinsamen Investitionsprodukt zu werden. Damit verschiebt sich Projektentwicklung von der reinen Erzeugungsoptimierung hin zur gemeinsamen Optimierung von Erzeugung, Netzanschluss und Marktwert.

Vom Turbinenlieferanten zum Systemanbieter

Die Speicherentwicklung ist Teil eines umfassenderen Wandels. Besonders sichtbar wurde dies bei Enercon. Das Unternehmen positionierte sich in Hamburg ausdrücklich als ganzheitlicher Lösungsanbieter. Neben Turbine und Turm gehören Speicher, Hybridsteuerung, Industriestromlösungen und Lebenszyklusleistungen zunehmend zum Angebot.

Damit wird eine bisher recht klare Rollenverteilung durchlässiger. Hersteller verkaufen nicht mehr ausschließlich eine Windenergieanlage und einen Servicevertrag. Sie rücken stärker in Projektoptimierung, Steuerung, Speicherintegration und teilweise sogar Finanzierung hinein.

Diese Entwicklung ist allerdings keineswegs nur auf Europa beschränkt. Chinesische Unternehmen wie CRRC oder CSSC präsentieren sich ebenfalls nicht nur als Lieferanten einzelner Windenergieanlagen. Sie stellen größere Teile der Wertschöpfungskette und teilweise integrierte Wind-, Solar-, Speicher- und Wasserstofflösungen in den Mittelpunkt.

Das ist strategisch relevant. Denn wenn Hersteller nicht mehr nur über Rotor, Generator, Verfügbarkeit und Kaufpreis konkurrieren, sondern über die Fähigkeit, ein gesamtes Projekt technisch und wirtschaftlich zu optimieren, verändert sich das Verhältnis zwischen OEM, Projektentwickler, Speicheranbieter, Vermarkter und Finanzierer.

Das Signal für das System

Der Wettbewerb verschiebt sich vom Einzelprodukt zum Gesamtsystem. Damit wird die Frage wichtiger, wer die verschiedenen technischen und wirtschaftlichen Bausteine eines Windprojekts am besten zusammenführen kann.

Aus Wartung wird Infrastrukturmanagement

Ein weiterer Strukturwandel spielte sich in Hamburg weniger spektakulär ab. Windparkbetrieb umfasst längst nicht mehr nur Wartung und technische Verfügbarkeit. Cybersecurity, NIS 2, Redispatch, Speichersteuerung, Datenmanagement, physische Sicherheit und Marktintegration kommen hinzu. Unternehmen wie SPIE Wind Connect und Wirescan zeigen mit ihrer Kooperation bei Kabeldiagnostik und Field Services, dass Innovation zunehmend in den gesamten Lebenszyklus einer Anlage hineinwandert.

Kabeldiagnostik, Drohneninspektion, Condition Monitoring oder softwarebasierte Ertragsoptimierung erzeugen keine zusätzliche installierte Leistung. Sie können aber Stillstandszeiten reduzieren und die tatsächlich verfügbare Stromproduktion erhöhen. Gerade bei kapitalintensiven Offshore-Anlagen und älteren Onshore-Parks kann dieser Effekt wirtschaftlich mindestens so relevant sein wie ein technischer Leistungssprung bei einer neuen Turbine.

Damit gewinnt auch der Bestand an Bedeutung.

Der nächste Produktivitätsschub der Windenergie muss nicht ausschließlich aus neuen Anlagen kommen. Bestehende Standorte, vorhandene Netzanbindungen und bereits erschlossene Flächen werden wertvoller, je knapper neue Standorte und Anschlusskapazitäten werden. Das gilt insbesondere für Repowering. Moderne Anlagen können an bestehenden Standorten erheblich höhere Erträge liefern. Der Vorteil lässt sich allerdings nur nutzen, wenn Genehmigung und Netzanschluss eine Weiterentwicklung des Standortes ermöglichen.

Das Signal für das System

Die Windwirtschaft beginnt, ihre Produktivität nicht mehr ausschließlich über zusätzliche Megawatt im Neubau zu definieren. Betriebsoptimierung, Lebensdauerverlängerung, Systemintegration und Repowering machen den Bestand selbst zu einem strategischen Investitionsfeld.