Innovationen für Offshore-Fundamente

Bei Windpark-Projekten auf See machen Fundamente einen hohen Anteil

Fundamente machen in der Offshore-Windenergie einen großen Anteil an den Kosten aus: Rund 25% entfallen bei einem Windpark auf[ds_preview] diese Komponente. Dies liegt u.a. am hohen Materialbedarf, weil deutsche Offshore-Windparks weit entfernt von der Küste errichtet werden – mit entsprechenden Wassertiefen von bis zu 50m.

Die Entwickler von Offshore-Fundamenten standen anfangs vor Neuland, da die Branche über keine Erfahrung in diesem Bereich verfügte. Derzeit zeigt sich eine Marktkonsolidierung, die bei einem technologisch neuen Markt einen natürlichen Vorgang darstellt. Infolge dieser Konsolidierung kam es auch zu Marktaustritten und Verkäufen bis hin zu Insolvenzen, die im Fall von Weserwind zu einem Verlust von 1.300 Arbeitsplätzen geführt haben. Eine aktuelle Untersuchung von wind:research zeigt die Entwicklung im Bereich der Offshore-Fundamente auf.

Nachdem sich bei der Realisierung der ersten deutschen Offshore-Windparkprojekte noch Schwierigkeiten in der Herstellung und Auslieferung der Fundamente zeigten, die u.a. zu Verzögerungen im Projektablauf führten, hat sich die Situation inzwischen deutlich verändert: Es besteht ein Überangebot in der Produktion, nachdem sich verschiedene Hersteller – unter anderem Rohrhersteller und Stahlhütten – auf die Produktion der aufwändigen Gründungsstrukturen konzentriert haben. Für einige dieser Unternehmen herrscht aktuell aber »Flaute« – selbst Unternehmen mit neu errichteten Produktionskapazitäten haben damit zu kämpfen.

Die offensichtlichste Erklärung für diese Entwicklung ist das veränderte Ausbauziel der Bundesregierung. Während viele Jahre, trotz bestehender Probleme in der Finanzierung, der Errichtung und beim Netzanschluss, an dem im Energiekonzept festgelegten Ausbauziel von 10GW bis 2020 und 25GW bis 2030 festgehalten wurde, überraschte Berlin 2014 mit der Novellierung des EEG und einer Senkung des Ziels. So soll inzwischen nur noch eine installierte Leistung von 6,5GW bis 2020 und 15GW bis 2030 in der deutschen Nord- und Ostsee errichtet werden. Gleichzeitig wurde beschlossen, den jährlichen Ausbau ab 2021 auf zwei Parks zu drosseln. Branchenexperten gehen aber dennoch davon aus, dass bis 2020 ein Ausbau auf ca. 7,7GW stattfinden wird, da dies der Leistung der bereits genehmigten und sich teilweise bereits im Bau befindenden Windpark-Projekte entspricht.

Derzeit speisen bereits fünf deutsche Offshore-Windparks (vier in der Nordsee, einer in der Ostsee) Strom in das Netz ein, weitere sieben befinden sich noch im Bau, während bei zwei Projekten noch für dieses Jahr der Baubeginn geplant ist.

Typen und Entwicklung

Doch das gesenkte Ausbauziel ist nur ein Grund für die aktuelle Flaute – bei den Fundamentherstellern herrscht eine weitere Problematik: Die Unternehmen legten sich frühzeitig auf die verschiedenen Fundamenttypen (im Wesentlichen Tripoden, Monopiles, Tripiles, Jackets) fest. Das war notwendig, um die Produktionskapazitäten entsprechend aufzubauen. Inzwischen gibt es aber klare Favoriten unter den Fundamenten. Während in den ersten deutschen Windpark-Projekten größtenteils Tripoden und in einem Fall Tripiles verbaut wurden, haben sich in den letzten Jahren Monopiles und Jackets durchgesetzt; Tripoden kommen bei neuen Projekten kaum mehr zum Einsatz. Die Gründe für diese Entwicklung liegen auf der Hand – mit entsprechenden Auswirkungen auf die produzierenden Unternehmen: Die Herstellung von Tripoden ist unter anderem durch einen hohen Materialbedarf kostenintensiv, die Logistik und Installation aufwendig.

Neben einem geringeren Materialbedarf spricht aber auch für Monopiles, dass sie auch in größeren Wassertiefen eingesetzt werden können. Die Branche spricht von XL-/XXL-Monopiles. Das Handling in Logistik und Installation ist im Vergleich zu anderen Fundamenttypen recht einfach, da die Anlieferung beispielsweise auch über Bargen erfolgen kann.

Erfolgsfaktoren für Hersteller

Neben der Entscheidung für einen zukunftsfähigen Fundamenttypen gibt es einen weiteren Aspekt für das erfolgreiche Bestehen eines Herstellers am Markt: die durchgängige Projekt-Pipeline und damit die durchgehende Auslastung der Produktion. Damit sind Unternehmen deutlich im Vorteil, weil sie ihre internen Abläufe stets verbessern können, etwa auch in der Schulung ihres Personals oder der Standardisierung des Liefer- und Produktionsprozesses. Fundamentherstellern, die sich immer nur auf einem Auftrag verlassen und diesen abgearbeitet haben, ohne weitere Beauftragungen vorliegen zu haben, fällt die Optimierung der Abläufe und der Produktion hingegen deutlich schwerer.

Ein Beispiel für ein Unternehmen aus der Branche, das an dieser Herausforderung gescheitert ist, stellt der mittlerweile insolvente Bremerhavener Tripoden-Hersteller Weserwind dar. Allerdings gibt es auch deutsche Erfolgsgeschichten: beispielsweise das Unternehmen EEW Special Pipe Constructions GmbH (EEW SPC) mit Sitz in Rostock, das sich auf die Produktion von kosteneffizienten Monopiles spezialisiert hat. EEW SPC konnte als Marktführer in den letzten fünf Jahren die Produktion um das Achtfache steigern und ist somit für die Zukunft – auch durch routinierte Mitarbeiter – wettbewerbsfähig aufgestellt.

Kostensenkung bei Fundamenten

In der Zukunft sind – verursacht durch politische Vorgaben (EEG, Umstellung auf Ausschreibungen) – die Optimierungen in der Produktion entscheidend, denn durch verbesserte Abläufe werden Kostensenkungspotenziale realisiert. Damit sinken auch die Stromgestehungskosten. Da die größten Kostenanteile für einen Offshore-Windpark auf den Wertschöpfungsstufen Anlagenfertigung und Transport liegen, profitiert der Endkunde letztlich von der Auswahl des Fundaments: Da ein Monopile-Fundament einen deutlich geringeren Materialbedarf als Tripoden oder Jacket-Strukturen aufweist, liegt die Kostenersparnis bei rund einem Drittel.

Weitere Kosteneinsparungen im Bereich des Fundamentes lassen sich zukünftig auch durch verschiedene weitere Technologien erzielen, die allerdings auch durch höhere Wassertiefen beziehungsweise neue Prozesse bedingt sind: So befinden sich schwimmende, schwerkraftbasierte sowie sogenannte Suction-Bucket-Fundamente (»Saugeimer«) in der Entwicklung und teilweise bereits in der Erprobung mit Prototypen.

Auf dem Weg zu konkurrenzfähigen Stromgestehungskosten – sowohl unter den Erneuerbaren Energien als auch mit konventionellen Energieformen – leistet die Auswahl des Fundaments einen wichtigen Beitrag. Mit einem Hersteller, der bereits Erfahrung in vorangegangenen Projekten gesammelt hat, können Projektierer deutliche Kostensenkungspotenziale realisieren: Ein möglichst weit automatisierter Produktionsprozess kann bei Auswahl eines materialsparenden Monopiles die Kosten bis zu 30% für diesen Teil eines Offshore-Windparks senken. Während die Offshore-Windenergie bisher in dem Ruf steht, mit Stromgestehungskosten von 12 bis 15ct/kWh eine teure Energieform zu sein, sind unter Nutzung aller Einsparpotenziale bis 2020 unter 10ct/kWh realisierbar, so die Berechnungen von wind:research.

Gleichzeitig darf aber auch nicht außer Acht gelassen werden, dass dem Ziel der Kostensenkung ein künstliches Ausbauziel durch die Politik entgegengesetzt wurde, die einer natürlichen Marktentwicklung – in der auch eine Marktkonsolidierung zu erwarten ist, wie man sie aktuell unter den Fundamentherstellern sieht – nicht entspricht.