Laut Windreich-Geschäftsführer Willi Balz sind die Kooperationsvereinbarungen mit dem in Bremerhaven fertigenden Turbinenhersteller nun voll vertragsgültig und zögen die üblichen zweiprozentigen Konventionalstrafen nach sich, sollten die Projekte scheitern und Windreich die Turbinen doch nicht abnehmen können. Die Gesamtinvestitionskosten für die Windparks beziffert Balz auf deutlich über zwei aber noch unter 2,5 Milliarden Euro für den 500-MW-Windpark Baltic Eagle sowie rund 1,1 Milliarden Euro für Ostseeschatz.
Dass Balz so optimistisch ist, die Projekte bereits vor ihrer finalen Genehmigung mit einer verpflichtenden Bestellung aller Turbinen zu adeln, erklärt er mit seiner Einschätzung der Chancen der beiden Vorhaben. Die Projekte hätten im Mai eine „exzellente Anhörungskonferenz“ hinter sich gebracht, in der die Genehmigungsbehörde Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrografie (BSH) sowie weitere Träger öffentlicher Belange letzte Einwände oder Verbesserungswünsche an das Projekt vorgelegt hatten. In den Vorprüfungen schon habe das Projekt zudem gewissermaßen einen Vollständigkeitssiegel durch das BSH erhalten. Daher sei davon auszugehen, dass beide Windparks bei möglichen restlichen Bearbeitungsdauern von vielleicht sechs oder auch zwölf Monaten im nächsten Jahr genehmigt seien. Bis dahin muss unter anderem Windreich weitere Dokumentationen vorlegen, um auf die verbliebenen Einwände einzugehen, ein laut Balz nur übliches Verfahren.
Turbinen schon bestellt
Baltic Eagle und Ostseeschatz befinden sich in einer Entfernung von der Ostseeküste von 28 und 30 Kilometern, bei Wassertiefen von 40 beziehungsweise 45 Metern. Dabei sind die Wassertiefen hier vergleichbar mit den im Verhältnis zur Ostsee generell ambitionierteren Nordseeprojekten. Dort, in der Nordsee, erreichen die Windparkprojekte derzeit Investitionskosten von gut vier Millionen Euro pro MW installierter Leistung. Und auch die Balz-Ostseevorhaben werden gemäß den Windreich-Kalkulationen auf einen solchen Investitionspreis kommen. Der Vorteil der vergleichsweise näheren Küstenanbindung für die Windparkinstallation werde durch den weicheren Ostseeuntergrund aufgebraucht: „Dort“, so sagt Willi Balz, „können wir nicht die für die Nordsee entwickelten Offshore-Errichterschiffe wie die Innovation einsetzen. Wir brauchen neue Errichtungskonzepte.“ Die Innovation ist das neue Errichterschiff der vom Bauunternehmen Hochtief mitbetriebenen Joint-Venture-Firma HGO Infrasea Solutions. Unter der Regie von Windreich kooperieren Turbinenbauer Areva und HGO-Teilhaberin Hochtief auch schon beim in Bauvorbereitung befindlichen Nordseeprojekt MEG 1, um den Windpark nach Abschluss ihrer Arbeiten schlüsselfertig zu übergeben.
Trotz der schwierigen Rahmenbedingungen hält Balz es für unternehmerisch klug, sofort mit dem Sich-Abzeichnen eines positiven Genehmigungsausgang wie jetzt den Turbinenkauf zu fixieren. „Ich muss doch die Anlagen rechtzeitig bestellen, Sicherheitsmargen auf die Projektkosten berechnen und dann geht es mit allen weiteren Entscheidungen vorwärts“, formuliert es Balz im Gespräch mit ERNEUERBARE ENERGIEN. Dann lässt sich darauf genau das richtige Fundamentdesign berechnen, das Errichtungskonzept neu konzipieren. Die Turbine ist die Entscheidung, die alle anderen Prozesse bestimmt“. Und daraus lässt sich laut Kalkulation von Areva-Kunde Windreich ein auch schnell finanzierbares Projekt zimmern: Dank des weit vor der Küste gelegenen Standorts kombiniert und des größeren Rotors sollen die Windparks 4.500 Volllaststunden erreichen, so viel wie Windparks der Nordsee.
Die von Windreich für die eigenen Nordseeprojekte MEG 1 und Global Tech 1 bisher bestellte Areva-Windenergieanlage M5000 mit einem 116-Meter-Rotordurchmesser würde an den beiden Ostseestandorten zwölf Prozent zwar weniger Ertrag einfahren. Denn dort sind die Winde weniger stark. Doch sie sind gleichmäßig – und der um 35 Prozent Fläche vergrößerte Rotor der nächsten Areva-Wind-Windturbine gleiche das aus, auch nach Abzug der mit der Rotorgröße ebenfalls gewachsenen Windschattenverluste.
(Tilman Weber)
