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Windräder wachsen weiter in den Himmel

Windkraftanlagen werden immer größer. Wie weit kann die technische Entwicklung gehen und lohnen sich immer mächtigere Windräder auch betriebswirtschaftlich?


Modernes, sehr hohes Windrad mit vergleichsweise schlanken, 80 Meter langen Flügeln.
Moderne 5,3-Megawatt-Anlage mit jeweils rund 160 Metern Nabenhöhe und Rotordurchmesser, hier bei Beckum im Münsterland. (Foto: Vinaceus/​Wikimedia Commons)

Der Trend zu immer größeren Windkraftanlagen ist ungebrochen: Im ersten Halbjahr 2021 erreichten die an Land errichteten Windanlagen in Deutschland eine mittlere Leistung von gut vier Megawatt – bei einem Rotordurchmesser von 135 und einer Gesamthöhe von 207 Metern.

Vor zehn  Jahren zuvor hatte die Leistung im Mittel noch bei 2,2 Megawatt gelegen – bei einem mittleren Rotordurchmesser von rund 88 und einer Gesamthöhe von 154 Metern.

Betrachtet man die neuesten Modelle am Markt, wie auch die Pläne der Hersteller, geht die Entwicklung wohl ungebremst weiter: Bei manchen Herstellern entstehen bereits Anlagen von deutlich über sechs Megawatt.

Enercon hat als leistungsstärkste Maschine derzeit eine mit knapp 5,6 Megawatt im Angebot, die erste Anlage soll in diesem Jahr errichtet werden. Siemens Gamesa hatte auf der Messe Husum Wind 2021 angekündigt, seine 5.X-Onshore-Plattform auf 6,6 Megawatt auszubauen. Nordex kündigte zeitgleich für Anfang 2023 den Start der Serienproduktion einer Anlage an, die ebenfalls die Sechs-Megawatt-Grenze knacken soll.

Wo leistungsmäßig das Ende der Fahnenstange sein wird, dazu äußern sich die Hersteller auch auf Nachfrage nicht konkret. Pauschal sei diese Frage ohnehin nicht zu beantworten, heißt es nur knapp bei Nordex. Die Antwort hänge auch stark von den regionalen Restriktionen ab.

In der Wissenschaft legt sich bereits seit geraumer Zeit niemand mehr auf ein Größenlimit fest – man hat aus der Vergangenheit gelernt. Um die Jahrtausendwende gingen Ingenieure noch davon aus, bei rund fünf Megawatt werde eine Grenze erreicht sein. Doch es kam anders.

"Wir liegen mit solchen Prognosen seit 20 Jahren falsch", sagt Andreas Reuter, Leiter des Fraunhofer-Instituts für Windenergiesysteme (Iwes) in Hannover. Sowohl die vermuteten Grenzen der Materialtechnik als auch jene der Logistik wurden stets aufs Neue überschritten.

Gleichwohl sind die physikalischen Herausforderungen beim weiteren Wachstum offensichtlich. Die im Material wirkenden Kräfte und die damit nötigen Strukturen der Konstruktion verhalten sich nicht linear zur Leistung, sondern wachsen überproportional.

"Die notwendige Masse der Rotorblätter steigt etwa mit einer Potenz von 2,5 mit der Länge", erläutert Po Wen Cheng, Professor für Windenergie an der Universität Stuttgart. Das heißt: Eine doppelte Rotorblattlänge ergibt etwa eine sechsfache Masse.

Vom Markt getrieben

Je größer die Anlagen werden, umso größer werden auch die Anforderungen an die Fertigung. "Eine Herausforderung ist bei den getriebelosen Offshore-Anlagen zum Beispiel der Spalt zwischen Stator und Rotor, der eine hohe Steifigkeit des Materials zur Vermeidung von dynamischen Deformationen erfordert", sagt Cheng. Die Materialmenge, die pro Megawatt gebraucht wird, nehme unweigerlich zu. Und damit auch die Masse der Anlage.

Womit sich dann die Frage stellt, wer von den immer größeren Maschinen am meisten profitiert. Sind es eher die Hersteller, die immer größere und damit teurere Anlagen verkaufen wollen? Oder bedienen die Konstrukteure einfach die Bedürfnisse der Kunden, die ein Maximum an Leistung am jeweiligen Standort erzielen wollen?

Betrachtet man die Situation auf See, so seien zwei Sechs-Megawatt-Anlagen durchaus günstiger als eine Zwölf-Megawatt-Anlage, sagt Windkraft-Professor Cheng. Doch aufgrund der nötigen Gründung, die bei einer Zwölf-Megawatt-Anlage eben nur einmal nötig ist, sei ein Projekt mit nur einer großen Anlage für den Betreiber eben rentabler.

Auch an Land kommt das Wachstum der Anlagen oft den Betreibern zugute. "Die Entwicklung zu immer größeren Maschinen ist sehr durch die Betreiber getrieben, die durch die Ausschreibungen immer günstiger produzieren müssen", sagt Iwes-Leiter Reuter. Das gelinge am besten mit einem größtmöglichen Rotor.

Zwar gehe man mit den Großanlagen immer mehr an die Grenzen des technisch Machbaren und reduziere die technischen Reserven. Aber die Kilowattstunde werde dadurch billiger – vorausgesetzt freilich, alles geht gut und es kommt nicht eines Tages zu schwerwiegenden technischen Problemen.

Mit der Größe nehmen auch Risiken zu

Gerade das Thema der Betriebssicherheit und langfristigen Rentabilität der Riesenanlagen treiben die Windparkbetreiber und -projektierer um. "Die hohe Rentabilität der neuen Großanlagen steht bislang nur auf dem Papier", meint etwa Ciro Capricano, der als Ingenieur seit den 1980er Jahren im Energiemarkt tätig ist.

Die wahre Wirtschaftlichkeit werde erst die Praxis offenbaren, sagt Capricano. Denn auch die Risiken nähmen zu: Defekte Großkomponenten führten heute zu deutlich längeren Ausfällen, allein schon wegen der zu besorgenden Ersatzteile und deren Transport sowie der erforderlichen Genehmigungen. Auch die Beschaffung des nötigen Krans dauere Wochen. Dennoch, so Capricano, werde die Debatte darüber in der Branche nur sehr zurückhaltend geführt.

Der Trend zur Größe schließe künftig auch manche Standorte aus. Besonders für Altstandorte, an denen neue Anlagen nur schwer Genehmigungen bekommen, wünscht sich Capricano mehr Auswahl an kleineren Anlagen im Sortiment der Hersteller. Denkbar wären dann auch vereinfachte Baugenehmigungen.

Ein Vorteil sei auch, dass Zufahrtswege und Netzanbindung weiter nutzbar seien. Hinzu komme, dass Bürgerproteste und Klagen weniger wahrscheinlich seien, weil sich der bisherige Zustand nicht nennenswert ändere. Je weniger die aus heutiger Sicht kleinen Anlagen – etwa jene mit zwei bis drei Megawatt – noch verfügbar sind, umso öfter müssten in Zukunft wohl Standorte aufgegeben werden, vermutet der Ingenieur.

Bürgerenergie-Projekte kämen ohnehin bereits an ihre Grenzen, wenn es etwa um die Kosten im Fall einer großen Reparatur gehe. Zudem würden die Verträge mit den Herstellern immer komplizierter, und auch der Aufwand des Anlagenbetriebs steige, weil immer mehr Überwachung nötig ist. "Wir sind da längst im Kraftwerksbereich unterwegs", sagt Capricano. "Das sind heute ganz andere Welten als noch vor zehn Jahren."

Andere Länder bauen kleiner – oder noch größer

Auch Projektierer und Betreiber jenseits der Konzernszene wissen die Entwicklung zu schätzen: "Die großen Anlagen sind ökonomisch besser", sagt Georg Hille von der Firma Ecovision in Stuttgart. Im Schwarzwald habe man zum Beispiel eine 1,5-Megawatt-Anlage durch eine mit 4,2 Megawatt ersetzt und steigere die Stromproduktion im Vergleich zur alten Anlage auf das Vierfache. Das Projekt werde damit wirtschaftlicher.

Nicht in allen Ländern ist der Trend zu Großanlagen so weit fortgeschritten wie in Deutschland. In Teilen der USA zum Beispiel werden weiterhin kleinere Anlagen gebaut und installiert. Schweden und Finnland hingegen setzen auf noch größere Anlagen und haben Anlagenhöhen von 300 Metern im Blick.

Ein entscheidender Faktor für diese Unterschiede ist neben dem wirtschaftlichen Druck aufgrund der jeweiligen Vergütungssituation auch die Struktur des Landes: Wo verfügbare Standorte knapp und die Pachten der Flächen hoch sind – wie in Deutschland –, sind Betreiber bestrebt, möglichst viel aus jedem Standort herauszuholen. "In Texas, wo man genug Flächen verfügbar hat, wird mitunter anders gerechnet, da werden dann auch kleinere Anlagen aufgestellt", sagt Iwes-Forscher Andreas Reuter.

Es bleibt demnach spannend. Wo aus betriebswirtschaftlicher Sicht die optimale Anlagengröße liegt, ist nicht entschieden – viele Faktoren entscheiden am Ende über den betrieblichen Erfolg. So geht es wohl noch eine ganze Weile immer höher hinauf.

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