Martin Dörenkämper vom Fraunhofer IWES stellte die Studie auf der Konferenz Zukunft Offshore 2022 in Berlin vor: Das IWES hat Berechnungen für ein künftiges Offshore-Potenzial angestellt. Verarbeitet wurden darin Annahmen wie etwa: Welches Jahr entspricht dem Wind in der Zukunft? Wie groß sind die Windgeneratoren in Zukunft? Dörenkämper erklärte, man habe dafür die künftigen Windparks grob vorgeplant. Die Frage sei, wie genau können wir in die Zukunft schauen? Die Deutsche Bucht werde am dichtesten geplant sein. Er präsentierte den Anwesenden hier die prognostizierten Entwicklungen auf einer Zeitachse. Man müsse aber mit Ungenauigkeiten bei den Modellen rechnen, räumte er ein. Messung über mehrere Monate seien hinzugezogen worden worden, sodass man mit Abweichung von zwei Prozent relativ genau sei.
Bei der Turbinentechnologie wurden für die Zeit bis 2030 rund 15 MW und ein Rotordurchmesser von 240 m Durchschnittswert genommen, Nabenhöhe: 150 m. Für die Zeit 2031 bis 35 wurden 22 MW und 290 m Rotordurchmesser, sowie 175 m Nabenhöhe veranschlagt. Während einige Zuhörer in Erwägung zogen, dass die Turbinentechnik zu der Zeit schon weiter sein könnte, dachten andere darüber nach, ob die Windbedingungen ob des Klimawandels so klar zu kalkulieren seien. Gleichwohl, in einem Szenario zeigte sich, dass 26 GW in unmittelbarer Nachbarschaft zu Windparks in der deutschen Bucht geplant seien. Ein Cluster-Wake-Effekt sei zu erwarten, weil es an der Grenze zu den Niederlanden keine Pufferzone gibt. „Planungen in unmittelbarer Nachbarschaft haben großen Einfluss: Bis hin zu 14 Prozent Ertragsverluste“, so Dörenkämper. Auch er fragte, wie andere Konferenzteilnehmer, was bei einer Leistungsverdichtung passiere. Er hielt es für möglich, dass technische Neuerungen Anlagen hervorbringen, die bessere Erträge in Schwachwindgebieten erzielen – so wie im Binnenland. Als Ausblick gab er an, weitere Szenarien würden durchgeführt und rechneten gerade runter auf einzelne Flächen.
Bezüglich des Cluster-Wake gibt es unter anderem eine Studie der European Academy of Wind Energy von 2020. Darin wird der Frage nachgegangen, ob Offshore-Cluster-Wakes unter Berücksichtigung der atmosphärischen Stabilität einen Einfluss auf die Stromerzeugung von weit stromabwärts gelegenen Windparks haben. Dazu wurden zwei verschiedene Fälle von 24 und 55 km langen Cluster-Wakes, die sich dem 400-MW-Offshore-Windpark Global Tech I (GT I) näherten, mit Hilfe von Satelliten-SAR-Messungen, Lidar-Windmessungen und Analysen der atmosphärischen Stabilität und der Stromerzeugung von GT I untersucht.
Die Forscher um Martin Kühn stellten fest, dass Nachlaufeffekte eines Windpark-Clusters mindestens 55 km stromabwärts in stabiler und schwach instabiler Schichtung existieren. Sie halten mehr als 2,5 Stunden an. Während dieses Messzeitraums liegen die durchschnittlichen Nachlaufdefizite bei 2,3 m s-1 oder 25 % etwa 24 km stromabwärts und 2,2 m s-1 oder 21 % etwa 55 km stromabwärts. Einzelne Lidar-Scans (2,5 min Dauer) zeigen stärkere Nachstromdefizite von bis zu 3,9 m s-1 oder 41 % etwa 24 km stromabwärts. Laut Studie kommt es in einem weit stromabwärts gelegenen Windpark ganz klar zu stetigen Leistungsminderungen, die durch Cluster-Wakes verursacht werden.
