Selten wohl haben die Offshore-Windturbinenbauer so viel Gleichschritt vorgeführt wie jetzt: Seit 2018 kündigten fünf ihrer wichtigsten Akteure neue Turbinen der künftigen Höchstleistungsklassen von 14 bis 15 Megawatt (MW) an. Mit Siemens Gamesa, MHI Vestas und GE sind es die drei verbliebenen Anlagenhersteller, die im weltweit führenden Offshore-Markt Europa entweder Windparks installiert haben oder dort sowie in den USA die Bestellungen unter sich aufteilen. Und es sind die bislang auf ihren Heimatmarkt beschränkten chinesischen Anlagenbauer Ming Yang und Dongfang. Und alle Fünf produzierten von Ende 2019 bis Juni 2020 jeweils einen Prototyp der nun offenbar erstmals marktfähigen Leistungsklasse ab zehn MW. Vier von ihnen haben ihre Anlage bereits installiert. Und doch hätten diese Wettbewerber Anfang September auf der Offshore-Konferenz Windforce in Bremerhaven kaum unterschiedlichere Marketing-Strategien dafür offenlegen können. So gab sich der Chef des japanisch-dänischen Joint-Ventures MHI Vestas, Philippe Kavafyan, als erster Industrievertreter am Rednerpult als Vordenker der gesamten Branche: „The X-factor: Untapping the Offshore Wind Potential“ hatte der französische CEO des gemeinsamen Unternehmens von Windturbinenprimus Vestas und Technologiekonzern Mitsubishi seinen Vortrag betitelt. Also: Der X-Faktor: das Offshore-Wind-Potenzial erschließen. Es ist ein Verweis auf diese übernächste Anlagenklasse: Unisono wollen die Wettbewerber mit ihren Turbinen ab 2025 kommerzielle Windparks bestücken lassen. „X“ ist der Platzhalter in den Typennamen der Modelle. Er soll die Phantasie für die Ziffer nach der nun erreichten Zehnerstelle beflügeln. Doch während andere Hersteller die Nennleistungen und Rotorgrößen dieser nächsten Windturbinengeneration ungefähr benennen, hält sich MHI Vestas bedeckt: Schon vor einem Jahr hatte CEO Kavafyan im Gespräch mit ERNEUERBARE ENERGIEN „Mitte der 20er Jahre“ als Zeitpunkt der Errichtung erster kommerzieller Windparks mit 1X-MW-Turbinen benannt. Auf der Windforce definierte er den Faktor X erneut lieber als generell fürs Visionäre offene Variable. Sie verspricht gemäß Kavafjan eine europäische Offshore-Windstrom-Wirtschaft – mit einem über die gesamte Ostsee hinweg grob vermaschten Übertragungsnetz, das die Erzeugung der Nordseewindparks in Umspannknoten bündelt und bei Bedarf sofort in allen Nordsee-Anrainerregionen pulsieren lässt. Auch die Produktion großer Überschussstrommengen zur Erzeugung von Wasserstoff als Industriebrenn- oder als Treibstoff gehört zu dieser Vision. In der Europäischen Union (EU) geben hierfür das Entwicklungsprogramm Horizon 2020 und bald auch das Wirtschaftsreformprogramm Green Deal inzwischen einen Rahmen vor.
MHI-Vestas-Prototyp V174 für 10MW+
Dabei ist der von MHI Vestas im Januar am dänischen Teststandort Østerild installierte Prototyp der V174-9.5 MW eine nur mit leichten Änderungen aus dem bisherigen Offshore-Flaggschiff V164 fortentwickelte Anlage. Deren Rotordurchmesser ist um zehn Meter sehr maßvoll vergrößert. Die für die nächsten Jahre vorgesehene Fortentwicklung mit immer neuen Nennleistungserhöhungen beginnt das Modell also genau dort, wo die Turbineninstallationen im großen Stil in diesem Jahr angekommen sind: MHI Vestas selbst errichtet derzeit noch 77 V164 der 9,5-MW-Version im niederländischen Doppelwindpark Borssele III und IV. Erklärtermaßen endet die Entwicklung der V164 aber bei zehn MW – und diese Anlage wird 2021 und 2022 zur Errichtung des größten schottischen Offshore-Windparks Seagreen mit mehr als 1,1 Gigawatt (GW) führen. Bei V174 soll dann ein Getriebe die Rotordrehung statt mit drei nur mittels zwei Planetenstufen auf dieselbe mittelschnelle Generatorläuferrotation von 400 Umdrehungen pro Minute übersetzen. Das legen die frei zugänglichen IEC-Zertifizierungsdokumente offen. Dabei dreht der Rotor mit 9,9 Mal pro Minute etwas langsamer als der an der V164 mit 10,5 Umdrehungen. Weil die Anlage die Strömungsenergie nur in dasselbe Drehmoment übersetzt, muss die Übersetzung mit 1 zu 41 etwas höher ausfallen als bei V164. Auch soll V174 wieder ein Differentialgetriebe erhalten, das die Leistung in der ersten Getriebestufe zur besseren Lastverteilung auf zwei parallel drehende Planetenstufen splittet und danach wieder zusammenführt, so legt es eine Windbranchen-Zeitschrift nahe. In den zugänglichen zwei IEC-Anlagenzertifikaten ist dieses Detail nicht bestätigt – und MHI Vestas selbst will es nicht kommentieren. Fest steht: Mit nur 390 Tonnen Gesamtgewicht gerechnet ohne die Rotorblätter und nur drei Mal 35 Tonnen Blattgewicht plant MHI Vestas ein Leichtgewicht, das auch mit Rotor auf keine 500 Tonnen kommt. Das Unternehmen erzielt das geringe Blattgewicht durch stabilisierende Kohlefaserstränge in den Glasfaserblattschalen, die deshalb weniger Glasfasermasse zum Versteifen der Komponente benötigen. Mit dem Einbau intelligenter Dämpfertechnologie will Vestas die aus dem Betrieb auf den Triebstrang einwirkenden Lasten ausgleichen. Dämpfer schwächen Lasten ab, indem durch äußere Kräfte verursachte leichte Positionsverschiebungen der Komponenten zu einer Gegenbewegung einer hydraulischen oder einer rotierenden Komponente führen. Die ersten gesicherten Windparkbestellungen sehen Installationen in großer Stückzahl ab 2022 und 2023 in den Windparks Changfang vor Taiwans Küste und Baltic Eagle in der deutschen Ostsee vor. Dass alsbald ein rasches Leistungswachstum anstehen dürfte, deutet die Generatorauslegung an. Der Permanentmagnet-Generator des V174-Prototyps ist mit 10,4 MW deutlich leistungsstärker als seine Anfangseinstellung auf 9,5 MW.
Siemens Gamesa: Fahrplan für 15-MW-Typ
Offshore-Weltmarktführer Siemens Gamesa hat sich schon auf die nächste Anlagengröße festgelegt und wirbt offensiver. Referent Martin Gerhard erklärte in Bremerhaven zwar mehr über den übergeordneten Zweck und die baldige Bedeutung der Offshore-Windkraft-Technik für den Klimaschutz als über technologische Turbinendaten. Doch die Meeresgigantin SG 14-222 DD kann der Leiter der Offshore-Plattform-Entwicklung und des Portfolio-Managements schon so kennzeichnen, wie es der Konzern im Mai erstmals getan hatte: Mit einer Power-Boost-Funktion lässt sich die Leistung sogar auf 15 MW erhöhen – einem Feintuning durch die Steuerung, die begleitet von gutem Monitoring bei turbulenzarmer ertragreicher Anströmung eine offensivere Fahrweise zulässt. Wie vorige Anlagen aus dem Siemens-Gamesa-Offshore-Programm auch, wird der neue Riese außerdem ohne Getriebe arbeiten. Der Generatordurchmesser soll um einen Meter größer ausfallen im Vergleich zur Elf-MW-Prototypanlage SG 11-193 DD, die seit März ebenfalls auf dem Testgelände Østerild dreht. Das soll mehr Platz für Magneten bieten, um die zugunsten einer begrenzten Blattspitzengeschwindigkeit langsamere Rotordrehung auszugleichen. Zudem soll der größere Umfang mehr passive Luftkühlung des Generators ermöglichen. Das Gesamtgewicht des Maschinenhauses noch ohne Rotorblättermasse legt das Unternehmen auf 500 Tonnen fest. Eine High-Wind-Drive-Through-Funktion wird bei Windgeschwindigkeiten von mehr als 25 Metern pro Sekunde nicht wie bei früheren Modellen zum plötzlichen Anlagenstopp führen. Statt zum Schutz vor zu schnellen Drehzahlen abschalten zu lassen, bremse das Steuerungsprogramm die Turbine künftig mit zunehmendem Wind nur allmählich ab, betonte Gerhard. Schon für 2021 ist der Bau des Prototypen geplant. Bisher noch unter Vorbehalt abschließender Finanzierungsentscheidungen hat Siemens Gamesa die ersten Aufträge für die Elf-MW-Anlage erhalten. Wobei die neuen Turbinentypen bereits in ihrem ersten Windpark, dem niederländischen Windfeld Hollandse Kust Zuid, mit Rotoren eines 200-Meter-Durchmessers aufgebessert sein sollen. Bis 2022 will Betreiberkonzern Vattenfall die 140 Turbinen errichtet haben. Ein noch vorläufiger Auftrag des dänischen Energieversorgers Ørsted soll 2023 zur Installation des Anlagentyps erstmals mit einem 200-Meter-Rotor in der deutschen Nordsee führen: Ørsted plant hierdurch die Errichtung von Borkum Riffgrund 3 und Gode Wind 3. 2024 bis 2026 sehen vorläufige Aufträge auch erste Anlagen einer 14 bis 15 MW starken Maschine mit 222-Meter-Rotor vor: In den Windparks Coastal Virginia Offshore Wind vor der US-Küste und Hai Long im Meer der Insel Taiwan mit 2,6 und 1 GW.
GE fährt Prototyp erst mit 12, dann 13 MW
Wettbewerber GE überspringt bekanntlich die Zehn-MW-Entwicklungsstufe. Nach sechs MW mit 150 Meter Rotordurchmesser wird die Haliade-X 12 MW bei 220 Meter Rotordurchmesser schon 2021 in die Serienproduktion starten. Der Prototyp der getriebelosen Turbine steht seit Dezember an einer Hafenkante der niederländischen Hafenstadt Rotterdam. Versorger Ørsted will den Typ in den beiden US-Windparks Skipjack (120 MW) und Ocean Wind (1,1 GW) 2023 und 2024 ans Netz bringen. Ein Mittelspannungsgenerator bei 3,3 bis 6,6 Kilovolt (kV) lässt die Effizienz der Stromübertragung aus der Anlage leicht erhöhen, weil die höhere Spannung als gewöhnlichen maximal etwa 1.000 Volt die Verluste bis zum Transformator verringern. Das amerikanisch-deutsche Unternehmen verspricht einen ungewöhnlich hohen Kapazitätsfaktor von 60 bis 64 Prozent: Zu diesem Anteil eines Jahres produziert die Turbine – alle Erzeugungserträge zusammengerechnet – mit voller Leistung Strom. Das wäre fünf Prozent oberhalb dessen, was andere Offshore-Windturbinen derzeit erreichen. Durch den Einsatz von Carbonfasern in den 107 Meter langen Rotorblättern begrenzt auch GE die Blattmasse – auf 55 Tonnen. Das Gesamtgewicht auf dem Turm inklusive Rotorblätter ist mit 660 Tonnen anvisiert. Nähere Auskunft erteilte das deutsch-amerikanische Unternehmen auf Anfrage unseres Magazins nicht. Auch auf der Windforce trat kein GE-Vertreter als Referent auf. Dafür meldete die Offshore-Sparte in Frankreich nur Wochen nach der Bremerhavener Tagung einen vorläufigen Vertrag mit dem Investorenduo SSE aus Schottland und Equinor aus Norwegen über eine Installation von 95 noch einmal weiter fortentwickelten Anlagen. Dies bezieht sich auf eine auf 13 MW aufgewertete Variante der Haliade-X. Sie wird demnach die ersten beiden von drei Baufeldern des britischen Offshore-Windparks Dogger Bank mit 1,1 GW bestücken. Noch Ende 2020 sollen der abschließende Finanzierungsbeschluss und 2023 der Netzanschluss erfolgt sein. Der Prototyp in Rotterdam werde nach Abschluss aller Testläufe „in den kommenden Monaten“ nach einer neuen Programmierung als 13-MW-Variante weiter testen.
Startschuss für erstmals globalen Markt
Die hohe Geschwindigkeit, mit der die Turbinenbauer nun geschlossen die Nennleistungen aufdrehen, mag auch Folge ohnehin fortschreitender technologischer Entwicklung sein. Hinzu kommt, dass bis Mitte der 2020er Jahre erstmals große Meereswindkraftmärkte mit bedeutsamen Volumen außerhalb der bisherigen zwei Ausbauzentren entstehen. Nach der Nordsee und dem chinesischen Meer einschließlich der See um Taiwan dürften in den kommenden fünf Jahren neue Ausbauregionen zu Installationen zwischen jeweils zwei und bis zu zehn GW führen: In den USA, Frankreich, Polen sowie Japan und weiteren asiatischen Ländern. Die Wettbewerber müssen ab sofort die richtigen Anlagen ins Rennen dafür schicken. Beim internationalen Marktberatungsdienstleister Wood Mackenzie hält der zuständige Offshore-Experte den technologischen Kurs für klar absehbar: Eine zunehmend durch Digitalisierung und Sensoren auf intelligent getrimmte Steuerung werde bis Mitte des Jahrzehnts die 14- bis 15-MW-Klasse marktfähig werden lassen, sagt Shashi Barla. Die Investitionskosten gingen dank der Fortschritte von aktuell im Mittel 3,5 bis 4 auf bis zu 2,75 Millionen Euro pro installiertes MW zurück. Wichtige Instrumente sind gemäß Barla die schlankeren und leichteren Carbonfaser-verstärkten Rotorblätter, verbesserte Anlagenintelligenz und die Wahl zwischen Nieder- und Mittelspannungsgeneratoren: Während die Entwicklerteams mit der höheren Spannung also die Übertragungsverluste reduzieren, beharrt etwa Turbinenbauer Siemens Gamesa auf Niederspannung, weil diese die Effizienz des Generators selbst erhöht.
Ming Yang, DEC: Chinas Zehn-MW-Anlagen
Der globale Meereswindkraftwettbewerb lässt auch die ersten chinesischen Akteure aus ihrem bisher vom internationalen Branchengeschehen abgekoppelten nationalen Markt auftauchen: So präsentierte Ming Yang Ende 2019 ein bereits fertig gebautes Zehn-MW-Maschinenhaus mit dem Triebstrang des Super Compact Drive (SCD). Der SCD ist eine Entwicklung des deutschen Ingenieurdienstleisters Aerodyn. Ming Yang arbeitet seit Jahren mit den Deutschen zusammen, deren SCD ursprünglich auf zweiflügelige Anlagendesigns abzielte. Doch der Chef für das Europageschäft bei Ming Yang, Wei Chen, machte in Bremerhaven klar, dass der Markt nun Ming Yangs Umschwenken auf die Drei-Blatt-Anlage erfordere. Den Wechsel vom bewährten Dreiblatt- zum Zweiblattrotordesign werteten internationale Investoren eben nur als unnötiges Risiko. Das Zehn-MW-Modell mit dem mittelschnell drehenden kurzen Kompaktgetriebe soll 2021 als Elf-MW-Prototyp mit 203 Meter Rotordurchmesser die Marktreife beweisen. Für 2022 wünschen sich die Asiaten den Start der Serienproduktion. Mit nur 313 Tonnen Gewicht des Maschinenhauses winkt bei entsprechend massereduzierten Rotorblättern also ein neuer Rekord beim Gewicht vermeiden. Ein ins Getriebe integriertes Hauptlager für den Rotor macht die Schlankheitskur glaubwürdig. Vermarkter Wei Chen warb vor dem europäischen Publikum in Bremerhaven um Vertrauen – und verwies auf die deutsche Technologie. Dass Ming Yang nun den Markteintritt will, belegte das Unternehmen im Sommer, als es in Hamburg ein regionales Vertriebs- und Entwicklungszentrum eröffnete. Auch eine Folgeturbine mit 15 MW ist nun schon im Fahrplan notiert: MySE15MW mit 110 bis 115 Meter langen Rotorblättern werde 2024 da sein, hatte Firmenpräsident Zhang Qiying vor Wochen angekündigt. Mit Dongfang Electric (DEC) steht noch ein chinesischer Wettbewerber mit einer sichtbaren Anlage der Generation 10MW+ auf der Bühne. Im Juli meldete das Unternehmen den Netzanschluss des Prototyps der Direktantriebsanlage mit zehn MW und 185 Meter Rotordurchmesser. Der Hersteller nutzt dabei den bestehenden Rotor einer schon vertriebenen Acht-MW-Anlage. Eine 12 bis 15 MW starke Anlage mit 230 Meter Rotordurchmesser solle Mitte des Jahrzehnts folgen, betonte Manager Chen Gang. Noch für dieses Jahr versprach er die Installation von nochmals acht Vorserienanlagen. Danach, 2022, soll eine fortentwickelte Variante mit zwölf MW und 210 Meter Rotordurchmesser folgen.
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Diese Reportage zur Offshore-Windkraft ist eine Kostprobe aus unserem Print-Magazin 7/2020. Hier erhalten Sie ein kostenloses Probeheft unserer aktuellen Ausgabe.
