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Energiewende: Offshore-Technologie und die traurige Wirklichkeit

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Energiewende In den Wind geschrieben

Ein Rotorenpark fernab der Küste leistet so viel wie ein AKW. Doch ist Offshore technisch und finanziell überhaupt beherrschbar?

Weit draußen auf der Nordsee, 15 Kilometer vor der Insel Borkum, bietet sich ein imposanter Anblick: 30 dreiflügelige Räder, jedes so hoch wie der Kölner Dom, drehen sich in der steifen Brise aus Südwest bis West.

Doch der Windpark Riffgat, im August vom Stromkonzern EWE feierlich übernommen, produziert keine saubere Energie, stattdessen verbraucht er massenweise schmutzige. Die Rotoren werden von Notstrom angetrieben. Kein Milliwatt Strom hat die Musteranlage für erneuerbare Energie bisher geliefert. Dafür pusten die Notstromdieselmotoren tonnenweise Kohlendioxid in die Atmosphäre.

Willkommen beim deutschen Großprojekt "Energiewende"! Als alternativlos gefeiert von fast allen Parteien. Ein Wunder an deutscher Entschlossenheit, dem Ausland zur Kopie empfohlen.

Die großen Offshore-Pläne - und die traurige Realität

Doch, leider, die Wirklichkeit hält sich nicht an die großen Pläne. Dem Offshore-Windpark Riffgat fehlt das Anschlusskabel ans Festlandnetz. Es konnte nicht rechtzeitig auf dem Meeresboden verlegt werden, weil dort viel mehr Munition und Bomben aus dem Zweiten Weltkrieg beseitigt werden mussten als von den Behörden angegeben.

Der niederländische Tennet-Konzern, zuständig für die Stromübertragungsnetze im deutschen Nordwesten, musste 50 Millionen Euro mehr als erwartet ausgeben - und wurde dennoch nicht planmäßig fertig mit dem Riffgat-Anschluss. EWE-Projektleiterin Irina Lucke nennt das "frustrierend".

Und so knattern die Dieselmotoren, damit sich die Drehlager der Rotoren nicht im Stillstand festfressen. Ein Sinnbild für die Energiewende, die mit höchstem Kostenaufwand sehr bescheidene Ergebnisse produziert. Die gute und gleichzeitig schlechte Nachricht: Riffgat ist mit 108 Megawatt ein eher kleiner Windpark. Und dank seiner Lage ziemlich nah an der Küste werden sich seine technischen Probleme leichter lösen lassen als die der größeren Offshore-Standorte, die weit draußen in der Deutschen Bucht gebaut werden (siehe Karte links) und jeweils so viel leisten wie ein mittelgroßes AKW - knapp ein Gigawatt (GW).

Nichts lief synchron

Wollen sie die Chance auf Rentabilität wahren, müssen die entlegenen Großanlagen Hochspannungsgleichstrom liefern - was in diesem Umfang, unter den geografischen und klimatischen Bedingungen der Deutschen Bucht noch nirgends erprobt wurde. Viele Zeitpläne wurden deshalb Makulatur, manche Windparks werden, obwohl genehmigt, erst gar nicht konzipiert

Eine entscheidende Säule der Energiepolitik bröckelt, ein Debakel kündigt sich an. Eilig versuchen Union und SPD, mit einigen Korrekturen in ihrem Koaltionsvertrag das Projekt Energiewende zu retten.

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Deckel drauf: Die schwarz-roten Pläne zur Energiewende

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Von den 10 GW, die Offshore-Windkraftanlagen nach den Plänen der Bundesregierung bis zum Jahr 2020 liefern sollen, sind noch keine 5 Prozent installiert. Bis zum Jahr 2020, so das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH), sind bestenfalls 8 GW am Netz, eine Studie des Beratungsunternehmens Offshore Management Resources nennt für den Idealfall für 2023 gar nur 5,9 GW.

Der Grund: Derzeit finden sich kaum noch Geldgeber, die weitere Offshore-Windparks in den küstenfernen Lagen der Deutschen Bucht finanzieren wollen. Etliche Energieunternehmen - neben der regionalen EWE auch Multis wie RWE , Vattenfall  und der dänische Dong-Konzern - mussten beim Auf- und Ausbau der Offshore-Windenergie schon Millionenbeträge abschreiben, teilweise in dreistelliger Höhe. Der Anlagenbauer Siemens  verlor bis jetzt über eine halbe Milliarde Euro.

Der Schutz des Wattenmeeres und die Probleme mit der langen Leitung

Doch wer ist schuld an diesem Desaster? Wer verpfuscht das größte Projekt seit der deutsch-deutschen Vereinigung?

Am Anfang war die Idee. Bestechend, physikalisch plausibel. Gewissermaßen die ideale Form der klimaneutralen, ressourcenschonenden Stromgewinnung.

Denn draußen weht der Wind stärker und stetiger als an Land. Zudem stört sich niemand außer vielleicht ein paar Schweinswalen an den Spargeln aus Beton und Stahl. Der Offshore-Entwicklungsplan der Bundesregierung sieht deshalb vor, bis zum Jahr 2030 auf hoher See ungefähr genauso viel Elektrizität zu produzieren, wie einst alle deutschen AKW ins Netz liefern konnten: 25 GW.

Doch die Windparks in der Deutschen Bucht können nicht küstennah - und damit im Flachwasser, nah am Übertragungsstromnetz, leicht und schnell zu erreichen - gebaut werden wie etwa in Großbritannien oder Dänemark, wo das Offshore-Modell blüht. Die strengen Naturschutzregularien von gleich drei Nationalparks schützen das deutsche Wattenmeer vor industrieller Nutzung. So bleiben für deutsche Offshore-Windparks nur Standorte weit draußen - bis zu 100 Kilometer von der Küste entfernt. Dort stellen sich Probleme, für die noch nie zuvor Lösungen auch nur erdacht wurden.

Deutsche Windparks können nicht küstennah gebaut werden

Zu Beginn der Offshore-Ära, also in den Jahren vor der 2011 ausgerufenen Energiewende, "waren alle Beteiligten überfordert", sagt Lex Hartman, Vorstand bei Tennet. In Deutschland gab es keine maritime Industrie, zum Beispiel durch Öl- und Gasgewinnung auf hoher See. Dennoch räumten weder der Gesetzgeber noch die Kontrollbehörden genug Zeit ein, um mit Pilotprojekten Erfahrungen zu sammeln für die komplexe Gleichstromnetzanbindung.

Deshalb, so erinnert sich Hartman, sei von Anfang an "nichts synchron gelaufen": Bei einem Projekt waren zu wenige Ingenieure auf die Lösung eines bestimmten Problems angesetzt, beim anderen gab es "Engpässe bei der Infrastruktur, sodass einzelne Aufgaben nicht rechtzeitig bewältigt werden konnten."

So schwach das Behördenhandeln, so schlecht die Leistung der Firmenmanager. Der damalige Siemens-Chef Peter Löscher begeisterte sich für grüne Technologien, Probleme wurden erst mal kleingeredet. Stattdessen war man stolz, dass die Sparte Power Transmission dem Wettbewerber ABB gleich vier Großaufträge für Konverterplattformen abgejagt hatte, jeder bis zu eine Milliarde Euro wert. "Wir wollten mit der komplexen Gleichspannungstechnologie den deutschen Heimatmarkt erobern und zugleich die Wettbewerber aus Ostasien fernhalten", erinnert sich ein Manager aus der Sparte Power Transmission.

Gigantische Umspannwerke als schwankende Konstrukte

Die gigantischen Umspannwerke - halb so groß wie ein Fußballplatz, bis zu sieben Stockwerke hoch und bis zu 15.000 Tonnen schwer - sammeln die Elektrizität der einzelnen Windräder und wandeln sie um in Hochspannungsgleichstrom. Nur in dieser Form lässt sich die große Energiemenge verlustarm durch ein Seekabel bis ans ferne Festland transportieren.

Auf dem Festland muss dann der Gleichstrom wieder umgewandelt werden in Wechselstrom, bevor er in die großen Übertragungsnetze eingespeist werden kann.

Den Auftrag für den Bau der Konverterplattformen bekamen die mecklenburgischen Nordic-Yards-Werften. Spätestens jetzt lief das Projektmanagement aus dem Ruder. Denn die Umspanner von Siemens hatten keine Erfahrung in der Zusammenarbeit mit Schiffbauern, konnten deren Versprechungen im Angebot nicht kompetent prüfen.

Und versprochen wurde viel, wie sich ein Beteiligter erinnert: Die Nordic Yards waren gerade aus der Insolvenz wieder aufgetaucht, der russische Eigner wollte offenbar Aufträge um jeden Preis, lockte mit unrealistisch kurzen Lieferzeiten.

Außerdem probierte Siemens zwei verschiedene Baukonzepte aus: Mit ihrem Gewicht von mehreren Güterzügen sollte eine der Plattformen fest auf dem Meeresgrund stehen - auf 100 Meter langen Streben. Die anderen sollten schwimmen und sich automatisch stabilisieren, auch in schwerer See.

"Wir haben uns selbst überschätzt"

Spätestens im Frühjahr 2012 wurde den Siemensianern klar, dass wohl keiner der vier aufwendigen Offshore-Konverter jemals profitabel werden kann. Udo Niehage, bis dahin Leiter der Siemens-Division Power Transmission, musste seinen Posten verlassen. Unlängst räumte Siemens-CEO Joe Kaeser ein, dass sein Unternehmen bei der Anbindung der Offshore-Windparks ans Stromnetz mit den falschen Partnern kooperiert habe. "Wir haben uns selbst überschätzt und bis zuletzt die Schuld bei anderen gesucht", so Kaeser selbstkritisch bei einem Gespräch mit Studierenden der TU München.

Erst im August konnte das erste Siemens-Umspannwerk vor Helgoland installiert werden, zwölf Monate später als ursprünglich geplant.

Auch bei den eigentlichen Windkraftanlagen verschätzten sich die Erbauer. Denn die schlanken Türme lassen sich auf See nicht so einfach im Meeresgrund verankern wie im Flachwasser. Dort genügt ein dickes Stahlrohr, das in den Meeresboden gerammt wird.

Zu anfällig, zu langsam, zu teuer

Draußen in der stürmischen Nordsee, von meterhohen Wellen umtost, ist diese einfache Konstruktion jedoch nicht stabil genug. Schließlich wiegen Generator, Rotor, Achse, Kühler, Ausrichter, Regler und gegebenenfalls auch ein Getriebe, die in gut 100 Metern Höhe auf dem schlanken Turm im Wind schwanken, bis zu 350 Tonnen - knapp so viel wie sechs Leopard-2-Panzer. Im bis zu 60 Meter tiefen Wasser der Deutschen Bucht müssen deshalb sogenannte Jackets gebaut werden: pyramidenförmige Stahlgitterkonstruktionen, vergleichbar mit Hochspannungsmasten. Deren Füße werden an Betonfundamenten verankert.

Für diese aufwendigen Ständer gab es jedoch zu wenige geeignete "Errichterschiffe". Die RWE-Tochter Innogy musste deshalb 2009 in Korea eigene Spezialgefährte in Auftrag geben, die mit dem eigenen großen Bordkran die Anlagen sicher aufbauen können. Auftragswert: 100 Millionen Euro je Schiff - eine Summe, die der Stromerzeuger nie zuvor ins Kalkül gezogen hatte.

Schließlich sind auch die Kosten für Service und Instandhaltung auf See sehr viel höher als in Küstennähe oder gar an Land. Bis zu 16 Stunden braucht ein Werkstattschiff bei schwerer See für die 100 Kilometer zum Offshore-Standort. Das Ausborden der Servicemonteure ist bei starkem Wellengang ebenfalls ein zeitaufwendiges Abenteuer - und muss ein paar Dutzend Mal wiederholt werden in jedem Windpark. Dann wieder 16 Stunden Rückfahrt.

Offshore-Befürworter hoffen auf Lerneffekte

Bis zu 100.000 Euro Miete kosten die Werkstattschiffe pro Tag - ein Betrag, der auch dann fällig wird, wenn das Wetter zu schlecht ist zum Auslaufen.

Zu anfällig, zu langsam, zu teuer - die (Energie-)Bilanz deutscher Offshore-Windparks ist negativ. Doch die Befürworter hoffen auf Lerneffekte.

Die Rahmenbedingungen für die Offshore-Windenergie haben sich verbessert. Jetzt ist klar, wer verantwortlich ist und haftet. Das BSH kümmert sich um alle Genehmigungen und Kontrollen für die Offshore-Branche in weiten Teilen der deutschen Nord- und Ostsee.

Außerdem definiert jetzt das Erneuerbare-Energien-Gesetz ein verbessertes Vergütungssystem, das den teuren Offshore-Strom nach einem ähnlichen Modell wie die Fotovoltaik fest honoriert.

Nimmt die Stromgewinnung auf hoher See nun endlich Fahrt auf?

Tatsächlich wird, wenn alles gutgeht, der Windpark Riffgat im Februar ans Netz angeschlossen und dann auch Strom liefern. Schon schwärmen die Techniker von Siemens Wind Power von ihrer neuesten Turbine: sechs Megawatt Leistung, 75 Meter lange Rotorblätter, speziell für den Einsatz auf See konstruiert. Für die Zukunft rechnet Offshore-Spartenchef Michael Hannibal mit derselben Kostenreduktionsrate wie in den vergangenen 20 Jahren: 40 Prozent je Dekade.

Heißt das, nach den Milliardenverlusten nimmt die Stromgewinnung auf hoher See nun endlich Fahrt auf?

Skeptiker warnen. Damit die Offshore-Stromerzeugung die Rolle einnehmen kann, die ihr die deutsche Energiewende zuschreibt, müsste "die Kostenposition küstennaher Standorte wie in Großbritannien oder Dänemark erreicht werden", sagt Philipp Gerbert von der Boston Consulting Group.

Ansonsten seien die Windräder im Meer dauerhaft zu teuer. Zudem fehlen noch die Stromtrassen, um den Windstrom von den Küsten in die Industriestandorte und zu den Abnehmern im deutschen Süden zu liefern.

Wichtige Player haben deshalb erste Schlüsse aus diesen Problemen gezogen: Enercon, größter Hersteller von Windkraftanlagen in Deutschland, bietet zum Beispiel kein Modell für den Offshore-Einsatz an.

Auch General Electric , weltweit der größte Produzent von Windturbinen, hält sich aus dem Offshore-Geschäft heraus. Stephan Reimelt, Chef der deutschen Energiesparte von GE, sagt nüchtern: "Das rechnet sich nicht und ist zu kompliziert."

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