6.X-Serie schärfer im Wind

Tilman Weber

Plötzlich ist wieder die Rede von der Deutschlandanlage. Zwar nennt sie niemand wörtlich so. Doch auf der Windenergiemesse Husum Wind im September begründeten führende Unternehmen auf Nachfrage den Zuschnitt ihrer jüngsten Flaggschiff-Modelle mit dem deutschen Markt. Siemens Gamesa hatte die Mitteilung zum zweiten Kapazitätssprung der größten Onshore-Windenergieanlage der Welt, SG 5.8-170, um erneut 0,4 auf 6,6 Megawatt (MW) zum Eröffnungstag mitgebracht. Wettbewerber Enercon hatte schon im April die Installation einer ersten E-160 EP5 E2 mit 5,5 MW gemeldet. Auf der Messe verwies der ostfriesische Hersteller auf die beginnende Fertigung des Prototyps der angekündigten „E-Gondel“-Variante E3 als Erfolgsmodell für den Heimatmarkt: Auch sie hat 160 Meter Rotordurchmesser, erhält aber ein gänzlich neues Maschinenhausdesign und 5,56 MW Anfangsnennleistung.

Wie sehr die Weiterentwicklungen dieser Superanlagen für Windparks an Land klimatischen und wirtschaftlichen Besonderheiten hierzulande dienen, werden Investoren entscheiden. Unstrittig ist, dass Entwicklungs- und Marketingabteilungen führender Hersteller den wieder auflebenden deutschen Onshore-Windkraftmarkt technologisch und mittels Portfoliostrategie gezielt ansteuern.

Sie arbeiten an Maschinen, die die Anlagenplattformen der noch frischen Fünf-Megawatt-Klasse ausreizen sollen. Die von manchen Anbietern 5.X genannte Turbinenplattform bekommt nur ein bis zwei Jahre nach ihrer Markteinführung eine 6.X-Serie an ihre Seite. Sie soll die Marke von sechs Megawatt (MW) entweder zunächst anpeilen, sie reißen – oder Nennleistungen sogar bis an die Sieben-MW-Schwelle verschieben. Die Erzeugungskapazitäten sind wie schon bei der Fünf-MW-Serie gemäß Windbedingungen am Standort und Stromvermarktungskonzept der Betreiber flexibel einstellbar. Und mit der 6.X-Serie gehen nun fast alle Turbinenbauer zur Container-Bauform der Maschinenhäuser über: In den Produktionshallen entstehen lang gezogene quaderförmige Gondeln um modular aufgebaute Antriebsstränge. Gondelwände aus Platten zum Abnehmen gewähren dem Wartungsdienst beim Komponententausch direkten Zugang überall im Triebstrang. Wo nicht schon der Fall zieht die Elektrotechnik hoch ins Maschinenhaus, damit sich Strom mit höherer Spannung verlustfreier nach unten abtransportieren lässt.

Siemens Gamesa: Weitreichender Wandel

Am weitreichendsten haben wohl Siemens Gamesa und Enercon reformiert. Siemens Gamesa hatte Ende 2017 nach Übernahme des spanischen Wettbewerbers Gamesa zuerst die Vier-MW-Plattform mit Getriebe eingeführt und im Gegenzug die Fortentwicklung der Siemens-Serie getriebeloser Wind-
energieanlagen beendet. Seither können Kunden den Strom wahlweise mit 20, 30 oder 33 Kilovolt Mittelspannung statt mit Niederspannung nach unten transportieren lassen. Die bei höherer Spannung geringere Stromstärke erfordert weniger und dünnere Kabel. 2019 stellte Siemens Gamesa unter dem Branding SG 5.X dann zwei 5,8-MW-Anlagen im neuen Container-Design mit 155 und 170 Meter Rotordurchmesser vor. Die einfache Architektur lässt die Fertigung aus mehr baugleichen, weltweit kostengünstig produzierbaren Bauteilen zu.

Schon im März 2020, neun Monate vor der Prototyperrichtung, informierte das Unternehmen speziell Nordeuropa-Kunden über die Einstellbarkeit auf 5,8, 6,0 und bis zu 6,6 MW. Das am weitesten in den Wind ausgreifende Rekordmodell mit 170-Meter-Rotor werde nur 6,2 MW leisten. Die Erhöhung nun auf 6,6 MW dient den nordeuropäischen Märkten, wie am Messestand zu erfahren ist. Die im Vergleich zu südlicheren Regionen höheren Luftdichten Nordeuropas ermöglichen mehr Windkraftausbeute, während zudem Wind in Deutschland mit den Abständen zum Boden stärker als anderswo zunimmt. Um diese Windscherung umfänglich auszuschöpfen, stellt Siemens Gamesa die 6.6-170 schärfer in den Wind: Mittels kluger elektronischer Aussteuerung und an manchen Stellen zur Aufnahme höherer Lasten verstärktem Rotor darf die Anlage in mittleren Windklassen bei höheren Turbulenzen und stärkeren Winden als bisher Energie ernten.

Bedarf am Deutschland-Upgrade legen die Vertriebszahlen nahe. So bestellten Kunden weltweit knapp drei Gigawatt (GW) auf der SG-5.X-Plattform. Jedoch sind dies vor allem Aufträge für Anlagen mit 155-Meter-Rotor fürs Ausland. Die ersten zwei 5.X-155 in Deutschland werden erst im Sommer 2022 mit dann 6,6 MW am schleswig-holsteinischen Repowering-Standort Nortorf II ans Netz gehen.

Enercon: zurück zu einfachem Design

Ein paar Stände weiter zielt Wettbewerber Enercon in eine ähnliche Richtung: „Wir knüpfen daran an, wofür wir früher bekannt waren“, sagt Ulrich Schulze Südhoff. Der frisch vom Wettbewerber GE geholte Manager leitet ab sofort die neue Enercon-Zielregion CNE – Central & Northern Europe – für Deutschland, Österreich, Norwegen, Schweden, Finnland sowie den osteuropäischen Raum. Das ostfriesische Unternehmen schnitt davor die Regionen für Vermarktung, Logistik, Turbinenaufbau und Anlagenservice neu zu. Für Schulze Südhoff zählt als Vermarktungsargument für die E-Gondel die „Einfachheit im Design wie vor zehn Jahren bei der E-70.“ Allerdings im Vergleich zum meist verkauften Enercon-Parademodell E-70 bei verdoppelten Nabenhöhen und Nennleistungen und gesunkenen Stromgestehungskosten.

Dabei hatte Enercon vor dreieinhalb Jahren erst eine branchenweit einzigartige eiförmige Gondel um den großen Ringgenerator kostensparend durch eine kragenförmig überstehende Generatorscheibe zwischen Rotor und kleiner Turbinengondel ersetzt. Wie die E-Gondel die Kosten zusätzlich drückt, war auf der digitalen Technologieschau Hannovermesse im April zu erfahren. Die Gondel heißt so, weil sie die vorher auf der Baustelle in den Turm einmontierte Elektrotechnik-Einheit aufnimmt. Der Einbau im Maschinenhaus erfolgt unter höherem Automatisierungsgrad bei verkürzten, vom Wetter unbeeinflussten Funktionstests schon in der Fertigungsstraße. Die „Verlagerung der Montage in die Werkhalle“ nennt Schulze Südhoff als Kernelement der anvisierten Kostensenkung.

Möglicherweise genügen nun weniger komplexe Designberechnungen als vorher, um getriebelose Anlagen auf höhere Leistung zu trimmen. Aktuell sei kein Leistungs-Upgrade auf über sechs MW „spruchreif“, sagt Schulze Südhoff. „Aber natürlich werden wir immer eine interne Ausbaustufe haben.“

Portfolio fürs Repowering neu sortiert

Punkten wollen die Ostfriesen insbesondere beim Repowering. Hier setzen sie auf eine strategisch breite Aufstellung. 2021 erfolgte dafür die Ausgliederung einer Windpark-Projektierungssparte und -Betriebssparte in das marktbeherrschende Joint Venture Alterric, das die Enercon-Alleingesellschafterin Aloys Wobben Stiftung mit dem OIdenburger Energieversorger EWE führt. Zusammen mit der eigenen Stromvermarktungstochter Quadra Energy könne Enercon so die fünf bis zehn Prozent der repoweringfähigen Altwindparks, die in Ausschreibungen keine Zuschläge für Vergütungen erreichten, durch mehrjährige Stromlieferverträge mit großen Stromabnehmern absichern. Von Vorteil für den Austausch von Alt- gegen leistungsfähigere Neuanlagen sei die dichte Abfolge verschiedenster Rotorgrößen im Enercon-Portfolio mit 115, 126, 138, 147 und 160 Meter Durchmesser: Sie ließen im welligen Gelände oder bei geringen Abständen der Altwindparks zu Anwohnern eine ebene Windpark-Silhouette erzeugen oder mit Mindestabständen zu Wohngebäuden leichter zurechtkommen.

Im Frühjahr 2022 will Enercon den Prototyp der ersten Container-Anlage in Betrieb nehmen. Spätestens 2024 wird E-160 EP5 E3 die Schwachwindanlage E-138 als „meistfavorisierte Anlage“ ablösen, wie es die eingehenden Bestellungen anzeigen.

Während die Plattformen beim Hochrüsten ähnlicher werden, werden Marktstrategien wichtiger – und sekundäre Bestwerte wie die zeitlich fortgeschrittenste Einführung, die größten Anlagen, die höchsten Türme, die Anlagenflexibilität oder etwa die beste Reichweite der Plattform zählen mehr.

Frühstarterbonus für GE?

Unbestritten profitiert GE vom Frühstarterbonus. Im September 2017 hatte der US-Konzern zur damaligen Deutschlandmarkt-Messe Husum Wind einen einzelnen Anlagentyp mit 4,8 MW und 158 Meter Rotordurchmesser angekündigt. Im September 2018 skizzierte die GE-Windenergiesparte bei der internationalen Branchenschau Wind Energy Hamburg das Plattformkonzept Cypress für eine 4,8-, eine 5,3- und eine 5,5-MW-Variante. Den ersten Prototyp errichtete sie im März 2019 in der 5,3-MW-Variante am niederländischen Teststandort Wieringermeer.

Technologisch hatte GE zudem das Interesse an geteilten Rotorblättern zur Vereinfachung der Straßentransporte neu angestoßen. So dürfen bei Cypress die Kunden wählen, ob sie Rotorblätter am Stück mit mehr Aufwand und Kosten beim Transport oder geteilte Rotorblätter mit verstärkten Blattstrukturen für die Fügestelle wollen.

Messbarer Erfolg ist eine Auftragsflut, die 2020 auf 3,4 Gigawatt anstieg. Anfang 2020 ging im fränkischen Elfershausen der branchenweit erste kommerzielle Windpark der 5.X-Plattformen in Betrieb – mit drei 4,8-MW-Anlagen von GE. In Deutschland legte GE deutlich zu: Für 2020 vermerkte die Fachagentur Windenergie an Land neue Genehmigungen für 66 der GE-5.X- Turbinen. Und im ersten Halbjahr 2021 war Cypress mit 5,3 und 5,5 MW bei 25 Inbetriebnahmen die dritterfolgreichste Anlage. Mit Ausnahme einer Handvoll V150-5,6 MW von Vestas waren bis Juni noch keine vergleichbaren Wettbewerber-Anlagen am deutschen Netz. Die Führung könnte nun ein 6,0-MW-Typ mit 164-Meter-Rotor verlängern, den GE im November 2020 ankündigte. Ein Prototyp steht schon.

In Husum konzentrierte das Unternehmen alles darauf, dies in weitere Marktanteile umzumünzen: GE verzichtete auf Show und Messestand, buchte aber einen großen Trakt mit Verhandlungsräumen für Verkaufsgespräche.

Vestas´6,2-MW-Typ: großer Einsatzbereich

Doch auch der Buchungsstand für Enventus lässt sich leicht auf mehr als vier GW hochrechnen. Onshore-Weltmarktführer Vestas bietet für die zwei Anlagen dieser Vestas-Plattform die höchsten Türme mit bis zu 169 Meter Nabenhöhe an. Bis Oktober 2020 stellten die Dänen einen Prototyp mit 150-Meter-Rotor und 5,6 MW auf, aktualisierten ihn durch eine 6,0-MW-Variante und installierten eine Pilotanlage mit 162 Meter Rotordurchmesser und 6,0 MW. Im Juni dieses Jahres vermeldete Vestas den Prototyp-Upgrade der V162 auf 6,2 MW.

Die erste Leistungserhöhung hatte ein leichter Umbau von drehzahlübersetzendem Getriebe und stromerzeugendem Generator bewirkt, „um Leistungsbeschränkungen zu entfernen“, so beschreibt es Jan Hagen, der Cheftechniker für die Vestas-Absatzregion Nord- und Mitteleuropa. Nun lassen die Vestas-Ingenieure den Rotor der V162 ein klein wenig schneller rotieren. Hagen verweist auf einen Maßnahmen-Mix, mit dem sich für weitere Leistungserhöhungen spielen ließe und zu dem ein erhöhtes Drehmoment gehören könnte. Die etwas schwächer ausgelegten Triebstrang-Module der kleineren Enventus-Turbine dürften hingegen nicht mehr als 6,0 MW zulassen.

Auffällig ist der große Einsatzbereich der neuen Flaggschiff-Turbine in allen drei Hauptwindklassen. Der Schlüssel zu dieser Plattformflexibilität könnte das kompaktere, zwei- statt dreistufige Planetengetriebe mit einem die Rotorwelle direkter ins Getriebe integrierenden Hauptlager sein. Es setze Rotationen ruhiger und unmittelbarer in Energie um, argumentiert Hagen – weshalb die Turbine unterschiedliche Lastbereiche bewältige.

Vensys verschiebt Prototyperrichtung

Während Siemens Gamesa den Prototyp der SG 6.6-170 bereits installiert hat, muss Vensys aus Saarbrücken die Kunden bei den eigenen Plänen ebenfalls für ein Turbinenpaar mit 155- und 170-Meter-Rotor noch um Geduld bitten. Testanlagen werden erst 2023 in Betrieb gehen, wie am Vensys-Messestand zu erfahren war. Die 2019 angekündigte Weiterentwicklung der getriebelosen Turbine habe warten müssen, weil Kontaktbeschränkungen in der Coronapandemie die Kommunikation im chinesischen Mutterkonzern Goldwind zu sehr einschränkten.

Vensys kündigt einstweilen für den größeren Rotor eine Kapazitätserhöhung von 5,6 auf 5,8 MW an. Beim kleineren Rotor bleibt es bei 6,2 MW. Beide Turbinentypen besitzen den gleichen Generator. Die höhere Nennleistung entsteht, weil beide Turbinen dieselbe Blattspitzengeschwindigkeit erreichen und dafür der kleinere Rotor schneller rotiert. Vom Umrichter wird Vensys nur einen Teil in die Gondel stecken. Dies werde elektrische Verluste am besten reduzieren, erklärt Vertriebsleiter Luis Fernando Beckel. Auch eine Rotorblattteilung ist in Planung.

Nordex reizt am höchsten aus

Nordex will die Plattform Delta 4000 mit der 6.X-Serie am höchsten ausreizen. Schon in der Vier-MW-Klasse hatte Nordex richtungsweisend anstelle einer Nennleistung einen größeren variablen Einstellbereich von 4,0 bis 4,5 MW vorgegeben. Mit dem Anlagennamen N163/6.X zeigt das Unternehmen erneut besonders große Variabilität an. Der Nennleistungsbereich soll sich um mehr als ein MW ausdehnen, verrät Nordex-Sprecher Felix Losada über die Messe-Neuheit bei Nordex. Als Maßstab dient der N163-Prototyp der Fünf-MW-Serie. Er war kurz zuvor mit Einstellung auf 5,7 MW im schleswig-holsteinischen Janneby ans Netz gegangen.

Nordex´ Neue muss die höheren Ertragserwartungen in Mittel- und Nordeuropa erfüllen. Für die größere Nennleistung verstärkt Nordex das Rotorblatt, die Nabe und die Hauptwelle – skalierte elektrisches System und Getriebe hoch. Der Rotor dreht langsamer, um im Vergleich zur der 5.X-Serie angehörenden N155 leiser zu werden. Dies ist für die vielerorts aufgrund der Nähe zu Siedlungen strengen deutschen Lärmschutzvorgaben wichtig.

2022 sollen bereits 100 MW der N163/6.X ans Netz. Die Serienproduktion soll 2023 starten. Während weltweite Bestellungen für N163/5.X drei GW erreichen, will das Unternehmen die Anlage für Deutschland zum Umplanen bereitstellen: Vor zwei bis drei Jahren begonnene Projektierungen ließen sich durch die neue Variante aufwerten.

Eno-Prototyp noch 2021?

Am weitesten springt aber der kleinste Akteur. Eno aus Rostock hatte im Dezember die Plattform Enoventum mit einer auf 5,6 MW fest eingestellten Turbine mit 152 Meter Rotordurchmesser und einer auf 5,4 bis 6,0 MW flexibilisierten Anlage mit 160 Meter Rotordurchmesser vorgestellt. Die Vorgängerplattform hatte Eno auf 4,8 MW und 136 Meter Rotordurchmesser ausgereizt. Schon für 2021 versprach Unternehmenschef Stefan Bockholt den Prototyp der Eno 152 und den ersten kommerziellen Windpark dieser Anlage. Auch Enoventum-Anlagen entstehen im Container-Design.

Foto: ENERCON

Foto: GE

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Erfolge für 5.X und 6.X

Genehmigungen für erste Windparks mit E-Gondel-Versionen der größten Enercon-Windturbine E-160 EP5 E3 liegen nun vor: für drei Anlagen im Projekt Hämelhausen bei Nienburg und zehn Anlagen im Windpark Albringhausen II bei Diepholz. Die neuen Anlagenserien 5.X und 6.X der Windturbinenhersteller im Bereich von fünf bis fast sieben Megawatt (MW) erzielen in Deutschland schnell Erfolge. Noch war im ersten Halbjahr 2021 die Enercon-Anlage E-138 EP3 mit 4,2 MW das meist installierte Modell. 51 Mal ging sie neu ans Netz. Schon dritterfolgreichstes Modell war aber die GE-Turbine mit 158 Meter Rotordurchmesser und 5,3 oder 5,5 MW. Bei den Genehmigungen gab es grünes Licht für 22 GE-Anlagen vom Typ GE 5.5-158 und für 34 Vestasturbinen mit 162 Meter Rotordurchmesser. Auch 14 Anlagen mit 5,8 MW von Siemens Gamesa mit 155 und sogar 170 Meter Rotordurchmesser erzielten Baugenehmigungen.