Keine Zweifel lassen die Regensburger Windparkprojektierer daran aufkommen, dass sie am regionalen Ausbau der Energiewende auch unterm Konzerndach weiter teilnehmen. Nur ein Jahr nachdem der dänische Energiekonzern und Offshore-Windkraft-Spezialist Ørsted das bayerische Traditionsunternehmen Ostwind gekauft und zu seiner Sparte für Windkraft an Land umfirmiert hat, vereinbarte diese als Orsted Onshore Deutschland mit zwei Dutzend Kommunen in Nordostbayern ein Joint Venture. Im Juli gründete sie mit der Energiewendeplattform dieser Kommunen namens Zenob die „Windkraftwerke Nordostbayern“ (Winob).
Winob soll dabei Windparks in windhöffigen Höhenlagen des Oberpfälzer Waldes, des Fichtelgebirges und des Frankenwalds planen, projektieren, errichten und betreiben. Außerdem, so verweist Orsted-Onshore-Geschäftsführer Stefan Bachmaier auf einen Schwerpunkt, soll Winob „einen Baustein zu den von Zenob entwickelten ganzheitlichen Energielösungen liefern“. Das nur kurz davor gegründete Bündnis von kommunalen Versorgungsunternehmen, Städten und Gemeinden in vier Landkreisen plante schon Photovoltaik- oder Bioenergieanlagen und nimmt außerdem Energiespeicher und Kopplungsanlagen in Betrieb, um überschüssigen Sonnen- und Windstrom bei absackenden Stromhandelspreisen nicht ins Stromnetz einspeisen zu müssen, sondern für andere Energieverbrauchssektoren wie Wärmeversorgung oder Verkehr zu nutzen. Zenob ist an einem 2022 in Betrieb genommenen Elektrolyseur mit neun Megawatt (MW) in Wunsiedel beteiligt, der aus Grünstrom den emissionsfreien Energieträger Wasserstoff (H2) zum Tanken erzeugen soll. Doch H2-Produktion und erst recht ein zusätzlich geplanter Ausbau auf die doppelte Elektrolysekapazität verzögerten sich. Die jüngste staatliche Gewinnabschöpfung bei Grünstromerzeugern hat die Kalkulation für den Elektrolyseurbetrieb über den Haufen geworfen. Die geplanten langfristigen Stromlieferverträge rentierten sich nicht mehr.
Große, regionale, ganzheitliche Konzepte
Auch andere zu Erwartungen ans Windenergiejahr befragte Branchenmitglieder wollen für 2024 den Blick auf große regionale und ganzheitliche Energiekonzepte lenken. Sie planen Turbinenparks mit wirtschaftlich tragfähigen Konzepten im großen Maßstab. Ihre Projekte sollen regionale Energieversorgung als vernetzte und flexible Vollversorgung mit verschiedenen Erneuerbare-Energien-Quellen regeln. Im Gegenzug hoffen sie, dass lokale Akteure sie unterstützen und es zügig vorangeht.
Es gibt andere Beispiele: Das in Schleswig-Holstein und in Bayern ansässige GP Joule baut sein früheres Nebengeschäft mit Nahwärme aus Bioenergieanlagen und regionaler Produktion grünen Wasserstoffs zu einem Hauptgeschäft aus. GP Joule werde 2024 das Projekt Fuhne in Sachsen-Anhalt vorantreiben, lässt Unternehmenschef Ove Petersen mitteilen. Hierbei wollen GP Joule und drei Sammelgemeinden bis 2032 sowohl 40 Windräder und 600 Hektar Photovoltaikfläche als auch bis zu 300 Kilometer Heißwasserrohre und Wärmespeicher in Betrieb nehmen. Der Grünstrom soll Großwärmepumpen antreiben und daraus per Fernwärme 33.000 Menschen zehn Jahre lang zum garantierten Nettopreis von elf Cent pro Kilowattstunde (kWh) versorgen. GP Joule schließt städtebauliche Verträge ab, um die Planung abzusichern.
Auf Kombikraftwerke zielen schon die 2020 gestarteten Innovationsausschreibungen gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Bekanntlich lobt die Bundesnetzagentur (BNetzA) zwei Mal im Jahr Erzeugungskapazitäten von jeweils 400 MW dafür aus, dass Projektierer entweder Windkraft und Photovoltaik (PV) miteinander oder eine der Technologien mit Speichern kombinieren.
Abo Wind aus Wiesbaden ist eines der ersten Unternehmen, die sich erfolgreich an Innovationsausschreibungen beteiligt haben. „Wenn sich die gesetzlichen Vorgaben für die Innovationsausschreibungen so ändern, dass Speicher auch netzseitig eingesetzt werden dürfen und dadurch ihr systemdienliches Potenzial entfalten können, wären wir auf diesem Feld 2024 sicherlich wieder deutlich aktiver“, erklärt Pressesprecher Daniel Duben. So oder so plant Abo Wind nun den Bau von Speichern für Netzbetreiber, die auch ohne Verbindung zu Erneuerbaren-Parks die Ladungen in den Leitungen stabilisieren.
Abo Wind
Geht es nach Unternehmen wie Abo Wind, müsste die Bundesregierung 2024 frühzeitig „bundeseinheitliche Regelungen zur Bürgerbeteiligung statt eines landesspezifischen Flickenteppichs“ anpeilen. Sie kritisieren so den Trend, dass Landesregierungen spezifische Beteiligungen zusätzlich vorschreiben wollen, die hinzukommen zu der im EEG eingeführten freiwilligen Beteiligung aller nicht mehr als 2,5 Kilometer entfernten Kommunen mit insgesamt maximal 0,2 Cent pro kWh.
Bürgerbeteiligung gemäß Projektiererideen
VSB aus Dresden will eigenes Besteck für Bürgerbeteiligungen einsetzen. Vier Projektanschlüsse sieht der Jahreskalender der Projektierenden vor. Die zwei größeren sind der Hybridpark Löberitz mit 19,8 MW Windkraft und 18 MW PV sowie der Repowering-Windpark Elster in Sachsen-Anhalt mit 105,4 MW. Bürgerenergiegenossenschaften peilen die Sachsen ohnehin ab zwei Turbinen an, zudem planen sie Bürgersparen für Anleger mit kleinen Beträgen und speziell für Elster eine Projektentwicklungsgemeinschaft mit einem Stadtwerk, das ebenfalls Grünstrom zur Wärmeversorgung braucht.
Der neue Süddeutschlandfaktor
Intelligente Beteiligungen von Anwohnenden und Kommunen lassen inzwischen auch die Widerstände in den süddeutschen Ländern Baden-Württemberg und Bayern schwinden. In den vergangenen Jahren herrschte hier bei Windturbineninstallationen fast Stillstand. Zudem erhöht das Windenergieflächenbedarfsgesetz von 2023 den Druck auf beide Südländer, die nun bis 2027 bereits 1,1 Prozent der Landesfläche für Windkraftnutzung ausweisen müssen.
BayWa r.e.
Auch Baywa RE setzt auf Süddeutschlandschub und Bürgerbeteiligung. Im Nordschwarzwald stellt das bayerische Regenerativunternehmen am Standort Langenbrander Höhe bis Februar 2024 vier 4,5-MW-Turbinen von Nordex auf. Im selben Jahr wollen die Projektierer den zweiten Bauabschnitt mit drei Anlagen beantragen. Die Flächen hatten sich die Bayern in einer Ausschreibung der baden-württembergischen Landesforsten gesichert. Zur Genehmigung nach drei Jahren dürfte aber auch hier ein städtebaulicher Vertrag geholfen haben.
Nicht verwunderlich aber ist, dass gerade süddeutsche Stadtwerke ein gutes 2024 erwarten: Regionalversorger Badenova aus Freiburg lobt, „dass sich unsere Pipeline an Windprojekten, die wir insbesondere in unserer Region suchen, in den letzten zwölf Monaten vervierfacht hat“. Die Stadtwerke Tübingen (SWT), im schwäbischen Teil des Bundeslandes, setzen auf die Einbindung von Bürgergenossenschaften. Nach einer zehnjährigen Planungszeit des Fünf-Anlagen-Projekts Hohfleck, durch mehrere Gerichtsverfahren in die Länge gezogen, müssen sie dort zwar noch den Ausgang einer letzten Klage von Windparkgegnern abwarten. 2024 aber werden sie es wohl endlich ans Netz bringen können, die Genehmigung erfolgt jüngst.
Im Projektalltag gibt es freilich noch immer neue Fallstricke. An einem weiteren fortgeschrittenen Drei-Anlagen-Projekt in Tübinger Umgebung muss SWT den Widerstand der Militärs überwinden, die wie anderswo in Deutschland neue Hubschrauber-Trainingsfluglinien abstecken und weiträumig die Turbinen als störend ablehnen.
Gleichwohl: Das kommunale Gemeinschaftsunternehmen Trianel verdeutlicht, dass sich 2024 eine bundesweite Stadtwerkewelle für Windkraft aufbauen könnte. Für gleich zehn Turbinenparks mit zusammen 250 MW will Trianel in den nächsten zwölf Monaten die Genehmigungsanträge stellen. Zwei weitere Trianel-Projekte sollen 2024 Genehmigungen erhalten. Bei 70-MW-Vorhaben Sundern im Sauerland könnte es im ersten Quartal soweit sein.
Anpassung bei Elektronik und Sensoren
Neue wirtschaftliche Trends erfordern technologische Antworten von Zulieferern. Gerade Windparks in süddeutschen Höhenlagen oder mit Sektorenkopplung müssen wohl besonders sicher funktionieren, was eine angepasste elektronisch gestützte Sensorik erfordert. Weidmüller in Detmold wird nicht zuletzt deshalb sein noch junges Programm der automatischen Zustandsüberwachung von für Inspektionsteams schwer zugänglichen Bauteilen wie Schrauben und insbesondere Rotorblätter vorantreiben. Das kündigt die Windenergie-Führungskraft des Unternehmens, Hans Schlingmann, an.
Lange Zeit hatte sich die als Condition Monitoring System (CMS) bezeichnete Analyse von Schwingungs-, Geräusch- oder Wärmedaten auf den Antriebsstrang konzentriert. Nun wolle Weidmüller für die Blatt-CMS künstliche Intelligenz hinzuziehen, sagt Schlingmann: ein lernendes Programm, das bestmögliche Energieausbeute oder rechtzeitige Reparaturen garantiert. Und für die Sektorenkopplung will Weidmüller die CMS an den unterschiedlichen Anlagen miteinander kommunizieren lassen.
Im nahe gelegenen Verl setzt Beckhoff für 2024 auf den „Trend einer Windparkgesamtsteuerung mit standortbezogener Einzelturbinenregelung“. Beckhoff setzt darauf, dass sein Kommunikationssystem Ethercat zu Reaktionen im „Submillisekundenbereich“ führt. Eine Steuerungsvernetzung der Anlagen im Windpark soll Systemdienstleistungen hochpräzise ans Netz liefern. Sie werden gesetzlich wohl bald mehr geregelt und sich dann vermarkten lassen. Wenn zum Beispiel die Netzspannung einzubrechen beginnt, sollen Beckhoff-Systeme in weniger als einer Millisekunde alle Stromwerte jeder Turbine kennen und Strom, Spannung und Frequenz für die Netzstützung anpassen.
Das Auffrischen der Windenergiewende bahnt sich im gesamten Spektrum des Zubaus an. So sieht das Ertragsgutachtenbüro Anemos nicht nur erhöhten Bedarf an kompletten Standortbewertungen „in Verbindung mit dem Dreierpaket Schall-, Schatten- und Standsicherheitsgutachten“ für weit gediehene neue Windparkvorhaben. Auch eine „sehr starke Nachfrage nach provisorischen Gutachten“ verzeichnet Anemos. Solche Kunden bereiteten Repoweringvorhaben vor – den Abbau von Altanlagen an bewährten Standorten im Tausch gegen viel größere, leistungsstärkere Turbinen – oder sie benötigten Daten für Vergleiche möglicher Windparklayouts in Abhängigkeit davon, von welcher Turbinenschmiede die Anlagen stammen. Auch das Lasermessverfahren Lidar zum Abtasten von Windfeldern in sehr großen Höhen ist bei Anemos sehr gefragt. Bei Wettbewerber Anemos-Jacob ist das Glaskugelbild ähnlich. Und für die zu erwartende Nachfrage hat das Lüneburger Unternehmen 2023 Lidar- sowie Sodargeräte mit Schalltechnik hinzugekauft.
Während Ertrags- und Windgutachter die Frühindikatoren verzeichnen, hat am anderen Ende der Wertschöpfungskette die Branchenorganisation Bundesverband Windenergie (BWE) traditionell vor allem die Entwicklung bei Turbinenerrichtungen im Blick. Die BWE-Experten erwarten das Auftreffen der ersten Ausbauwelle infolge der ehrgeizigen Energiewendereformen des bündnisgrünen Bundeswirtschaftsministers Robert Habeck. Ab dem dritten Quartal, sagt BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek, werden die Reformen „zu einem deutlichen Anziehen beim Zubau führen“. Heidebroek verweist auf den Rekord an Genehmigungen und Zuschlägen im Jahr 2023 – auch wenn es für kaum mehr als die Hälfte des im EEG 2022 auf fast 13 Gigawatt (GW) im Jahr ausgeweiteten Ausschreibungsvolumens auch Gebote und Zuschläge gab. Zum Vergleich: 2022 hatte der Zubau inklusive Offshore-Parks noch 2,4 GW betragen, davon 2,1 GW onshore.
BWE
Dabei weist nicht alles für 2024 direkt aufwärts. So setzt das neue Wärmeplanungsgesetz die Stadtwerke unter Druck, für große Städte ab 100.000 Einwohner schon bis Mitte 2026 und für kleinere Städte bis Mitte 2028 eine Wärmeplanung vorzulegen. Sie müssen Fernwärmenetze ausbauen und sie bis 2030 zu 30 Prozent mittels erneuerbarer Energiequellen füllen.
Wärmenetze erfordern mehr Windkraft
Dennoch versichern drei der antwortenden Stadtwerke, dass sie trotz der neuen Priorität 2024 im Windkraftausbau nicht nachlassen wollen. Schließlich brauche es mehr Windturbinen und PV-Fläche, um genug grünen Strom zur Erzeugung der Wärme zu erhalten. Bei den Hamburger Energiewerken (HEnW) heißt es, Wärme sei „2024 das dominierende Thema“. Doch hänge die Zukunft der Hamburger Fernwärme von Abwasser- und Flusswasser-Wärmepumpen und von Wärmepumpen zum Nacherhitzen der Temperaturen aus mitteltiefer Geothermie ab. Für deren Betrieb mit Grünstrom setze HEnW auf den Bau neuer Windturbinen in der Stadt, aber auch außerhalb des Stadtstaates, zum Beispiel in Offshore-Windparks. Ähnlich ist es bei den Stadtwerken München (SWM). Zudem verfolgen die SWM ihr Ziel von 2008, Ende 2025 so viel Grünstrom selbst zu erzeugen, wie München verbraucht – wesentlich durch Windkraft. Die Nürnberger N-Ergie kündigt an, ihre PV und ihre 30 MW Windkraft jeweils bis 2030 zu vervierfachen.
N-ERGIE
Einige Unternehmen machen klar, dass 2024 ein weiteres Jahr der Herausforderungen wird – infolge der multiplen Krise aus Ukrainekrieg, Uneinigkeit der Europäischen Union (EU) und internationaler Handelskonflikte, aber auch wegen anhaltender Blockaden durch Bürokratie. Lange Genehmigungsdauern und verspätete Transportgenehmigungen hätten 2023 Projekte verzögert, notiert PNE-Geschäftsführer Markus Lesser. Im neuen Jahr könnten die von der Bundesregierung frisch erlassenen Beschleunigungsregeln die Behörden zwar ermutigen, gute Projekte auch einmal schnell zuzulassen. Nur bleibe der Kostendruck hoch, sagt Lesser. Weil auch die Zinsen weiter steigen dürften, könnten selbst weit gediehene Projekte der Cuxhavener in Gefahr geraten. Allerdings habe PNE vor Monaten elf Umspannwerke und 700 Kilometer Kabel vorsorglich zu noch günstigen Preisen bestellt.
Das ostdeutsche UKA spürt einerseits „Rückenwind“ in der öffentlichen Meinung für eine unabhängige regionale Energieversorgung mit Windkraft. Andererseits verbleibe das Projektierungsgeschäft unter herausfordernden wirtschaftlichen Rahmenbedingungen bei personell unterbesetzten Genehmigungsbehörden „weit entfernt von den gesetzlich verankerten Genehmigungsfristen“. UKA will das Risiko streuen und als Gegengewicht zum deutschen Markt sich auch mehr in USA, Chile, Panama, Spanien, Italien, Finnland und Polen engagieren.
eno energy
Speziell die Turbinenbauer leiden unter Kosten, Lieferengpässen und Verzögerungen von Projekten. Zudem belastete sie ein Preisverfall ihrer Produkte. Extrakosten als Nachwirkung einer vom Wettbewerb befeuerten, zu schnellen Serie an Einführungen immer größerer Turbinen kamen hinzu. 2023 legten die führenden Markenhersteller eine Upscale-Pause ein. Einige wie Siemens Gamesa leiden nun unter Qualitätsproblemen und mussten zu früh beendete Auslegungen nacharbeiten und Auslieferungen ihrer neuen 5-MW- bis 6-MW-Anlagen verschieben. Der Turbinenverkauf beglich zeitweise nicht einmal die Unkosten, verursachte verlustreiche Bilanzen. Siemens Gamesa versäumte in den Verträgen eine flexible Anpassung des Verkaufspreises an steigende Kosten, monierten Kritiker. Im November stellte die Bundesregierung eine Bürgschaft zu 7,5 Milliarden Euro bereit, damit das Unternehmen für seine große Auftragspipeline produzieren kann.
Turbinenlieferkette und -portfolio im Fokus
Für 2024, so verkündet daher Siemens-Gamesa-CEO Jochen Eickholt, liege der Fokus „ganz klar auf der Rückkehr zur Profitabilität“. Das deutsch-dänisch-spanische Unternehmen wolle sich aufs Kerngeschäft konzentrieren und auf Märkte mit stabilen rechtlichen Rahmenbedingungen, großen Gewinnspannen, soliden Kundenbeziehungen. Auch in der Komponentenbeschaffung oder bei Projekten wird Siemens Gamesa weniger rentable Aufgaben aussortieren und sie externen und strategischen Partnern übertragen. Die Anzahl der Turbinenvarianten soll nochmals sinken.
Andre Laaks - RWE
Beim dänischen Wettbewerber Vestas nennt Sulai Fahimi, der in der Firmenhierarchie als Vizepräsident des Verkaufs für Zentraleuropa dient, die als Enventus-Plattform geführte 5-MW- bis 6-MW- und demnächst 7-MW-Anlagenklasse die richtige Technik, „um den weiteren Ausbau der Windenergie an Land effizient voranzutreiben“.
Vestas
Der kleine Turbinenbauer Eno Energy in Rostock leidet unter Kostensteigerungen und Lieferkettenlücken angeblich weniger. Mittelfristig wollen die Nordostdeutschen ihre Entwicklungseinheit und die Fertigung in Rostock nun ausbauen.
Wartungdienstleister suchen Personal
Klar ist: Instand gehalten werden muss die Technologie unabhängig von Krisen und Windparkkonzepten. Das lukrative Servicegeschäft wird daher 2024 wohl nicht weniger, sondern eher mehr umkämpft sein. Turbinenbauer versuchen zunehmend, neue Windparkaufträge mit langjährigen Wartungsverträgen zu verbinden. Unabhängige Serviceunternehmen halten dagegen und müssen wohl für eine gute technologische Betreuung auch großer Anlagenflotten ordentlich Personal hinzuziehen. Serviceunternehmen Robur Wind gehört nach einer Übernahme im November nun dem Vielzweck-Technikdienstleister Spie. Das deutliche Wachstum bei den Aufträgen für Neuerrichtung, Repowering, Wartung und Betrieb von Windparks erfordere mehr Ausbildung neuer Kräfte, sagt Javier Amelivia, Europa-CEO von Robur Wind.
Zu jetzt schon eigens betriebenen Schulungszentren in den USA, Mexiko, Uruguay, Spanien und Italien sollen bei Robur Wind deshalb mehr deutsche Schulungskapazitäten als bisher hinzukommen. Engpässe zeichnen sich beim Ausbilden am Turbinenmodell und in den Turbinen ab. Amelivia will nun durch langfristige Partnerschaften mit Turbinenbauern den wachsenden Investitions- und Schulungsbedarf stemmen.
deanGruppe
Auch Marktführer Deutsche Windtechnik will über Personalbedarf reden. In diesem Jahr will er seine historisch gewachsenen Teilbetriebe Deutsche Windtechnik Service und Deutsche Windtechnik X-Service verschmelzen, um „neues sowie bestehendes Fachpersonal noch effizienter einzusetzen“. Die Einheiten trennten sich nach den von ihnen jeweils betreuten Anlagenmarken Vestas/NEG-Micon, Siemens/AN Bonus, Gamesa, Enercon einerseits und Nordex, Senvion, Fuhrländer, GE andererseits. Darüber hinaus setzt Deutsche Windtechnik ohnehin auf eigene Ausbildung. Schon 100 Ausbildungsplätze seien es jetzt – und der Bedarf wird wohl schnell größer: Deutsche Windtechnik will das Geschäft in den kommenden vier Jahren verdoppeln.
Akteure sichern sich große Ressourcen
Genug Ressourcen abzusichern ist für Konzerne und für Marktteilnehmende mit nur regionaler Reichweite ein Hauptthema im neuen Windenergiejahr. Die überall entlang der Wertschöpfungskette kräftig Fahrt aufnehmenden Arbeiten erfordern eine kluge Bevorratung. Energiekonzern RWE wappnet sich für eine große Offensive: Jens Edler-Krupp, Leiter der deutschen Onshore-Windpark-Entwicklung bei RWE, „will in Deutschland jedes Erneuerbare-Energien-Projekt realisieren, das möglich ist“. Alleine durch Repowering wird 2024 ein wichtiges Ausbaujahr des Konzerns, nachdem RWE zu diesem Zweck schon Anlagen mit 84 MW in die Bauphase oder in Bauvorbereitung gebracht hat. Im Mai 2023 hatte RWE einen 1-GW-Rahmenvertrag mit Siemens Gamesa zur Lieferung von mehr als 160 Turbinen bis 2027 plus Wartungsaufträge abgeschlossen. Fast flächendeckend suche das Unternehmen nun Personal, sagt Edler-Krupp, vor allem für Flächensicherungen und Projektentwicklung.
Auch das niedersächsische Familienunternehmen Dean-Gruppe bereitet die geschäftliche Expansion vor. Nach einem jahrelangen Rechtsstreit mit der Flugsicherungsgesellschaft DFS um eine angebliche störende Wirkung der Turbinen des Repoweringprojektes Mandelsloh II auf eine Flugsicherungsanlage und nach der Baugenehmigung Ende 2022 hatten die Planenden noch vor dem Zuschlag in der Ausschreibung den Bau des Umspannwerkes und des Trafos für den Netzanschluss ausgeschrieben. 2024 können die Bauarbeiten für zehn 5,7-MW-Anlagen vom Nordex-Typ N163 beginnen.
Andreas Friese - Vattenfall
Ausgerechnet im Offshore-Geschäft ist die Stimmung aber schlecht. So stehen große Ausschreibungen an. Hatte die BNetzA 2022 nur 1 GW für die Nordsee ausgelobt, waren es 2023 9 GW und ebenso viel ist gemäß neuem Wind-auf-See-Gesetz prinzipiell auch 2024 vorgesehen. Doch die neuen Auktionsregeln haben es in sich, führen Zahlungen durch die Anbieter von Projektierungen ein, schließen staatlich abgesicherte Vergütungen aus. In einer Ausschreibungsrunde für vier staatlich voruntersuchte Flächen mit 1,8 GW hatte RWE im August den Zuschlag für zwei Felder mit 900 MW bekommen, die in unmittelbarer Nachbarschaft des schon existierenden eigenen Windparks Nordsee One und zweier im Vorjahr eigens gesicherter Felder liegen. Das daraus bis 2029 entstehende 1,8-GW-Cluster verspricht, allein aufgrund der sogenannten Skaleneffekte profitabel zu werden. Wettbewerber Vattenfall konnte ein Projektvorrecht für ein weiteres von RWE ersteigertes Feld nutzen, ein 1,6-GW-Cluster entsteht. Das Unternehmen Luxcara bekam einen weiteren Zuschlag. Alle gebotenen Gebühren beliefen sich zusammen auf erwartbar mäßige 784 Millionen Euro. Die viel umfangreicheren Ausschreibungen staatlich nicht voruntersuchter Flächen von 7 GW sahen aber ein Hochbieten in mehreren Runden vor und gingen komplett an zwei Ölkonzerne. Sie boten 13 Milliarden Euro.
Offshore-Markt auf den Kopf gestellt?
Der baden-württembergische Versorger EnBW wähnt den deutschen Offshore-Windenergiemarkt auf den Kopf gestellt. Weil die Mineralölwirtschaft die Projekte mit der Verpflichtung verknüpfen kann, ihre Treibhausgasemissionen aus der Produktion der fossilen Treibstoffe durch den künftig eigens erzeugten emissionsfreien Windstrom zu reduzieren, nutze sie einen Wettbewerbsvorteil gegen die Zielrichtung des Gesetzes, sagt der Leiter der EnBW-Geschäftseinheit Erzeugung und Portfolioentwicklung, Michael Class. Die gewollte Senkung der Stromkosten für Industrie und Gewerbe bleibe aus. Vielmehr entstehe aus der gewaltigen Zuschlagsmenge eine Marktmacht der Ölkonzerne, die damit Preise der Zulieferkette derart drücken, dass es diese Lieferkette schwäche.
EnBW drängt auf kurzfristige Änderungen im Auktionsdesign: eine Erlaubnis, bei den dynamischen Geboten die Flächen zu wechseln, um nicht für alle Fälle auf alle Flächen bieten zu müssen. Zudem müssten Gebote und Anzahl der Bieter für alle Auktionsteilnehmer sichtbar sein. Vattenfall will das „Negative Dynamic Bidding“ generell infrage gestellt sehen. Auch der Anlagenbauverband VDMA verlangt Korrekturen vor der nächsten Ausschreibung nicht voruntersuchter Flächen im Juni.
Fraunhofer IWES
Die Forschungsinstitute legen fürs kommende Jahr viel Wert darauf, dass die Anlagen auf See effizient Strom ernten und das Anlagenmaterial keinen Schaden nimmt. Das Windenergieforschungszentrum der Universitäten Oldenburg, Hannover und Bremen wird nach dem physikalischen Verständnis der neuen Strömungssituation in einer künftig besonders dicht bebauten deutschen Nordsee suchen. Dafür werden sie die turbulent-laminare Luftschicht mit wechselnd geradlinigen und verwirbelten Strömungen analysieren, in die neueste Turbinen erstmals hineingreifen – und welche Wechselwirkung sie mit den Anlagen hat. Das Fraunhofer Windenergieinstitut IWES errechnet die besten Platzierungen der Anlagen im kommenden Meeresturbinenwald. Auch die Eignung des Anlagenmaterials nimmt das IWES weiter ins Visier.
IFB
Die Windkraft im maritimen Dauerwind in Deutschland wird aber auch 2024 noch die kleinere Rolle spielen. Um die bedeutendere Erzeugung im Binnenland kümmert sich die Uni Stuttgart. Windenergie-Lehrstuhl-Professor Po Wen Cheng verweist auf den künftigen Bedarf der Strommärkte an zeitlich auf den Verbrauch abgestimmter Windstromerzeugung. Die Stuttgarter erforschen, wie Turbinen in mehreren Modi und durch Erhöhen oder Drosseln der Leistung höhere Einnahmen einspielen.
