TEIL C

WINDENERGIE - Ausgewählte Länder

Australien

Auch in Australien werden über ein Jahrhundert lang die Farmwheel-Windmühlen zum Bewässern, zum Tränken der Herden, und später zur Stromerzeugung genutzt.

Ab 1879 beispielsweise besteht die von Sidney Williams in Rockhampton, Queensland, gegründete Firma Comet Windmills (heute: Comet Windmills Australia Pty Ltd. in Macksville, New South Wales), die  verschiedene Wildmühlenmodelle herstellt, anfänglich für den Pumpbetrieb. 

Die  1920 in Dulwich Hill, Sydney, errichteten Produktionsstätten bilden zu dieser Zeit die größte und modernste Windmühlenfabrik Australiens. Das Unternehmen überlebt zwei Weltkriege, Depressionen und drei Familiengenerationen – bis es um 2009 herum, und nach der Beschäftigung mit einem Senkrechtachser, endgültig aus dem Blickfeld verschwindet.

In neuerer Zeit existiert eine relativ frühe standardisierte Produktion von 2 kW Windgeneratoren mit Batterie-Speichern. Die Preise dafür liegen 1973 umgerechnet bei 20.000 - 35.000 DM.

H. Outred und A. Blakus von der University of New South Wales legen 1983 ein Energiekonzept vor, demzufolge 8.000 dezentrale 55 kW Windkraftanlagen die Stromversorgung Tasmaniens sichern könnten.

Im November 1987 wird als Demonstrationsprojekt der State Electricity Commission of Victoria und dem Victorian Solar Energy Council (heute: Energy Victoria) nahe Geelong eine von Westwind hergestellte 60 kW Turbine installiert, die als Breamlea Windturbine bekannt wird … und Ende 2012 ihr 25-jähriges Bestehen feiern kann. Sie ist damit die älteste in Betrieb befindliche Windkraftanlage des Landes, da alle noch älteren stillgelegt worden sind.

Australiens erster Versuchswindpark, die 360 kW Salmon Beach Windfarm in der Nähe von Esperance in West-Australien, beginnt ihren Betrieb im Jahr 1987 mit 6 Stück 60 kW Anlagen. Der Grund dafür, daß die Staatliche Energiekommission den Windpark an genau diesem Standort errichtet hat, ist die hier vorherrschende durchschnittliche Windgeschwindigkeit von 7,5 m/s. Außerdem ist Esperance eine isolierte Stadt, die nicht an das Stromnetz angeschlossen ist.

Aufgrund der städtischen Erweiterung wird die Farm 15 Jahre später stillgelegt und durch die Ten Mile Lagoon Windfarm ersetzt. Diese liegt auf einem Küstenstreifen 16 km westlich von Esperance und gilt als erste kommerzieller Windfarm Australiens. Hier gehen im Oktober 1993 neun 225 kW Windenergieanlagen vom Typ Vestas V27 in Betrieb, was einer Gesamterzeugungskapazität von knapp über 2 MW entspricht.

Diese Farm wird 2002 außer Dienst gestellt, wobei eine der Maschinen als Denkmal am Salmon Beach verbleibt, während eine zweite in die Nähe des Museums von Esperance verlegt wird. Im Jahr 2003 geht daraufhin die 3,6 MW Nine Mile Beach Windfarm in Betrieb, die aus sechs 600 kW Anlagen vom Typ Enercon E-40 besteht.

Als die Farm 2013 das Ende ihrer Lebensdauer erreicht, befürchten die Einheimischen, daß die ikonischen Strukturen nicht ersetzt werden. Der staatseigene Betreiber und Stromversorger Synergy entscheidet sich dafür, die Turbinen für weitere 5 - 7 Jahre in Betrieb zu halten, sie danach allerdings ohne Ersatz endgültig auszumustern.

Anmerkung: Da, wo in den Quellen eindeutig Australische Dollar genannt werden (A$), habe ich dies auch so angegeben, in den anderen Fällen kann ich nur annehmen, daß es sich bei den Angaben ebenfalls um diese Währung handelt, auch wenn da nur $ steht.

Im Zentrum des Landes, in  Coober Pedy, geht 1991 eine erste 150 kW Anlage von Nordex ans Netz, die etwa 4 % der Stromversorgung der Outback-Stadt mit ihren rund 2.000 Bewohnern deckt, welche als die ,Opal-Hauptstadt der Welt’ bekannt ist. Den restlichen Bedarf liefert ein 3,9 MW Dieselkraftwerk.

Im Juli 2014 meldet die Presse, daß die australische Agentur für erneuerbare Energien (ARENA) für diesen Standort ein neues Hybridkraftwerk mit 18,5 Mio. $ finanzieren wird, das die Firma Energy Developments Ltd. (EDL) errichten soll. Für die inzwischen rund 3.000 Einwohner der abgelegenen Minenstadt sollen dem bestehenden Dieselkraftwerk bis zu 2 MW Photovoltaik, sowie 3 MW Windenergieanlagen hinzugefügt werden. Sollte das 8,9 MW Projekt genehmigt werden, wird die Fertigstellung Mitte 2017 erwartet.

1997 werden auf Thursday Island (o. Prince of Wales Island) an der Nordspitze von Queensland 2 x 225 kW Vestas-Turbinen errichtet - und auch auf King Island, zwischen Australien und Tasmanien, beginnen 3 x 250 kW Windkraftwerke vom Typ Nordex N29 (andere Quellen: Nordex N26) im Jahr 1998 mit der Stromerzeugung.

Diese Huxley Hill Windfarm (o. King Island Windfarm) wird 2003 durch 2 x 850 kW Vestas V52 Anlagen ergänzt, wodurch der Windpark eine Gesamtkapazität von 2,45 MW erreicht. Besitzer und Betreiber ist die Hydro Tasmania.

Im Jahr 2008 werden hier noch 6 zweiachsig nachgeführte PV-Anlagen installiert, die ungefähr 100 kW erwirtschaften, außerdem umfaßt das Projekt ab 2003 eine Vanadium-Redox-Flow-Batterie, die bis zu 800 kWh Strom speichern kann.

Im November 2012 wird gemeldet, daß Hydro Tasmania den Bau eines 46 Mio. $ teuren Prototyp-Off-Grid-Kraftwerks plant, das PV-Paneele, Windkraftanlagen (zusätzliche 6 MW), sowie ein Biodiesel-System mit einer Energiespeicher-Technologie kombiniert, womit 65 % des Energiebedarfs von King Island gedeckt werden sollen – und an windigen Tagen sogar 100 % - womit die Energiekosten um 4,5 Mio. $ verringert werden könnten.

Daneben wird jedoch auch von einer gigantischen 600 MW Taswind Windfarm mit rund 200 Turbinen geredet, die schätzungsweise 2 Mrd. A$ kosten und über eine Hochspannungs-Gleichstrom-Unterwasserkabel durch die Bass Strait mehr als 5 % des für 2020 erwarteten Stromverbrauchs Australiens decken soll. Wird das Projekt genehmigt, ist ein Baubeginn im Jahr 2017, und die Fertigstellung für 2019 anvisiert.

Ebenfalls ab 1997 dreht sich die (eine) 600 kW Anlage der Kooragang Windfarm auf der Insel Kooragang nahe Newcastle. Nach 17 Jahren Betrieb wird der Rotor im Juli 2014 demontiert und entfernt, nachdem Ausgrid keinen Käufer für den Standort finden konnte.

Im Juli 1998 geht bei Crookwell, westlich von Goulburn in New South Wales, die Crookwell Windfarm in Betrieb, die aus acht Vestas V44 Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 4,8 MW besteht. Der erste netzgekoppelte Windpark in Australien wird von Pacific Power realisiert, und geht später in den Besitz der Trustpower über.

Dazu wird ab 2009 am gleichen Standort und für geschätzte 250 Mio. $ mit dem Bau einer Crookwell 2 Windfarm mit 92 MW begonnen – und geplant ist auch noch eine Crookwell 3 Windfarm mit bis zu 102 MW, bei der als Projektkosten überraschenderweise ein Betrag von nur 90 – 100 Mio. $ genannt wird.

1999 beginnt der Bau der 12 MW Windy Hill Windfarm in der Nähe von Ravenshoe auf den Atherton Tablelands in Queensland, die nach ihrer Eröffnung von der Stanwell Corp. betrieben wird. Im Dezember 2007 wird die 20 Mio. A$ teure Farm mit ihren 20 Enercon E40 Anlagen im Rahmen der ClimateSmart 2050-Strategie der Regierung von Queensland an den Transfield Services Infrastructure Fund verkauft. Dem Stand von 2013 zufolge befindet sich die Farm inzwischen im Besitz der Ratch Australia Corp., die zu 20 % Transfield gehört, während 80 % der Thai Power Co. gehören.

Der 9,9 MW Blayney Windpark am Lake Carcoar, südlich von Blayney in New South Wales, wird von Pacific Power International entwickelt, kostet 18 Mio. A$, und wird im Oktober 2000 eröffnet. Der Park ist mit 15 Windturbinen vom Typ Vestas V47 ausgestattet, Besitzer ist die Eraring Energy.

Nach diesen Anfängen geht es in Australien im Anschluß an den Milleniumswechsel stark vorwärts, sodaß ich die Informationen noch weiter komprimieren muß, um die Übersicht nicht ausufern zu lassen.

Im Juni 2001 gehen die 14 AN Bonus Windkraftanlagen der 18,2 MW Codrington Windfarm in der Nähe von Yambuk an der Küste von Süd-West-Victoria in Betrieb (Pacific Hydro, 30 Mio. A$, erste vollständig private Investition).

Im September 2001 eröffnet der von einem Grundbesitzer privat initiierte, entwickelte und betriebene Hampton Windpark in der Nähe von Hampton, südöstlich von Lithgow, New South Wales, dessen zwei Vestas V47 Windkraftanlagen 1,32 MW in das Stromnetz einspeisen (Wind Corporation Australia, 2,4 Mio. AS).

Im Oktober 2001 wird die Errichtung der 21,6 MW Albany Windfarm, 12 km westlich von Albany, abgeschlossen, die nun etwa 50 % des Strombedarfs von Albany deckt (12 Enercon E-66, 45 Mio. $, Verve Energy). Direkt benachbart wird im Februar 2012 der Bau der 13,8 MW Grasmere Windfarm beendet, wodurch sich bis zu 80 % decken lassen (6 Enercon E-70, Verve Energy). Es wird vermutet, daß die Albany-Community die beiden Windparks als Albany Windfarm zusammenfassen wird.

Nicht vergessen werden darf an dieser Stelle das Aufwindkraftwerk, das ab 2001 für Mildura geplant wird (s.d.).

Im August 2002 beginnt die Arbeit an der Woolnorth Windfarm in der Nähe von Cape Grim, in der nordwestlichen Ecke von Tasmanien, die in drei Stufen errichtet wird. Die 1. Stufe der Bluff Point Windfarm umfaßt 6 Vestas V66 mit zusammen 10,5 MW, die 2. Stufe im April 2004 besteht aus 31 Stück derselben Turbinen mit zusammen 54 MW.  Als 3. Stufe gilt die 2007 folgende Studland Bay Windfarm mit 75 MW und 25 Vestas V90 Anlagen (25 % Hyrdo Tasmania, 75 % Guohua Energy Investment Co. Ltd.).

Im Jahr 2002 wird auch der 21 MW Toora Windpark in Toora, South Gippsland in Victoria, fertiggestellt (12 Vestas V66, 38 Mio. A$, Stanwell Corp., bis im Dezember 2007 der Transfield Services Infrastructure Fund alle Stanwell Windparks kauft, die später wiederum von der Ratch Australia Corp. übernommen werden).

Im September 2003 wird der erste Windpark im Staat Süd-Australien in Betrieb genommen. Die 34,5 MW Starfish Hill Windfarm auf der Fleurieu Halbinsel, etwa 80 km südlich von Adelaide, erstreckt sich über zwei Hügel nahe Cape Jervis (23 NEG Micon, 65 Mio. A$, Transfield, später Ratch). Im Oktober 2010 wird eine Anlage durch einen Brand zerstört (Schäden ca. 3 Mio. A$). 

Die 52,5 MW Challicum Hills Windfarm in der Nähe von Ararat in Western Victoria nimmt im November 2003 den Betrieb auf (35 NEG NM 64, 46 Mio. $, Pacific Hydro).

Im August 2004 startet der 89,1 MW Alinta Windpark (o. Walkaway-Windpark) in Walkaway, südlich von Geraldton, Western Australia. (54 NEG Micon NM82, 210 Mio. A$, Alinta, dann Babcock and Brown, schließlich Infigen Energy Pty Ltd.).

Im März 2005 wird die 46 MW Canunda Windfarm auf dem Woakwine Range, südlich von Millicent in Süd-Australien, eröffnet (23 Vestas Turbinen, 92,5 Mio. $, International Power).

Angrenzend an die Canunda Windfarm wird im gleichen Monat auch die 1. Etappe der Lake Bonney Windfarm abgeschlossen, wo 46 Vestas V66 Turbinen 80,5 MW leisten – während der Bau der 2. Etappe mit 53 Vestas V90 Turbinen und 159 MW im November 2006 beginnt, und im September 2008 beendet wird (ca. 400 Mio. A$). Zum Zeitpunkt der Fertigstellung ist die Farm mit zusammen 239,5 MW der größte Windpark in Australien (Babcock and Brown Wind Partners, im Juni 2009 von Infigen gekauft). Im Dezember 2009 nimmt die 3. Etappe mit 13 Vestas V90 Turbinen und 39 MW den Betrieb auf.

An der Küste in der Nähe von Edithburgh startet im April 2005 die 91 MW Wattle Point Windfarm mit ihrer Stromproduktion (55 Vestas V82, 180 Mio. AS, Southern Hydro Pty Ltd., im Oktober 2006 von Alinta erworben, im April 2007 für 225 Mio. A$ an den Energy Infrastructure Trust der Australia and New Zealand Banking Group ANZ verkauft. Eine vorgeschlagene Erweiterung, die 25 MW Wattle Point Stage 2 Windfarm (o. Troubridge Punkt Wind Farm) kann wegen unzureichender Kapazität der elektrischen Übertragungsleitungen nicht gebaut werden.

Im Dezember 2005 beginnen die 12 MW Wonthaggi Windfarm, etwa 100 km südöstlich von Melbourne in Victoria (6 REpower MM82, 20,4 Mio. A$, Origin), sowie die 70 MW Mount Millar Windfarm zwischen den Städten Cowell und Cleve, rund 100 km südwestlich von Whyalla in Süd-Australien mit der Stromproduktion (35 Enercon E70, 130 Mio. A$, Tarong, dann Transfield, und 2010 an Meridian Power aus Neuseeland verkauft).

Im Jahr 2006 wird in Bundall, Queensland, die Firma SEADOV Pty Ltd. gegründet (Sustainable Energy And Desalination On Vessel), welche das Konzept großer Schiffe zur Entsalzung von Meerwasser durch Umkehrosmose verfolgt, wobei die hierfür benötigte Energie durch den Wind und die Gezeitenströmung beschafft werden soll.

Die Firma geht davon aus, daß eine 100 Mio. $ teure schwimmende Entsalzungsanlage bis zu 35 Millionen Liter Trinkwasser pro Tag produzieren kann, die dann vom Schiff aus an Land geleitet werden sollen.

Während auf den Grafiken im Jahr 2009 noch konventionelle 3-Blatt-Rotoren nebst Vakuumröhren-Solarkollektoren auf dem Schiff zu sehen sind, wird im Jahr 2014 auf der Website der Firma ein Schiff mit drei großen Darrieus-Anlagen gezeigt. Außerdem soll nun auch noch die Wellenenergie genutzt werden. Über irgendwelche Versuche oder Umsetzungen ist nichts zu finden.

Im August 2006 beginnt die Planung für den bislang größten australischen Windpark, der am Mt. Gellibrand im Bundesstaat Victoria entstehen soll. Vorgesehen sind bis zu 115 Windturbinen mit insgesamt 232 MW, wobei die Gesamtinvestition auf 380 Mio. $ beziffert wird (später: 400 Mio. $). Im Jahr 2008 erhält der Projektentwickler ACCIONA Energy die Entwicklungsrechte für das Projekt, reduziert die Anzahl der Turbinen später auf 63, und bekommt 2012 von der Landesregierung die endgültige Genehmigung, so daß der Bau im März beginnen kann.

Der Mount Gellibrand Windpark liegt 25 km östlich von Colac, und 17 km westlich von Winchelsea im Colac Otway Shire auf den Western Plains, und wird rund um die Süd- und Westflanke des Mt. Gellibrand selbst errichtet. Mit den 63 Stück AW3000 3 MW Turbinen von ACCIONA soll die 189 MW Farm Anfang 2017 in Betrieb gehen.

Im Oktober 2006 beginnt die 80 MW Emu Downs Windfarm in der Nähe von Cervantes, etwa 200 km nördlich von Perth, ihren Strom an die 260 km südlich gelegene Kwinana-Entsalzungsanlage zu liefern - die damit zur weltweit größten Entsalzungsanlage wird, die mit Strom aus erneuerbaren Quellen betrieben wird. Der Bau des 180 Mio. $ teuren Windparks mit 48 Vestas-Turbinen war im November 2005 als Gemeinschaftsprojekt der Firmen Stanwell Corp. und Griffin Energy begonnen worden.

Im Juni 2011 kauft die APA-Gruppe den Windpark für 170 Mio. $ von der gescheiterten Griffin-Gruppe.

Im Jahr 2007 überschlägt sich die Presse mit Meldungen über ein neuartiges Konzept der Firma Water UN Ltd., bei dem das Windkraftwerk gleichzeitig auch Wasser aus der Atmosphäre absorbiert.

Die unter dem Namen Max Water bekannt gewordene Innovation von Maxwell Edmund Whisson soll der Luft ihren Wasserdampf entziehen, indem die Rotorblätter von einem Kältekompressor gekühlt werden. Diese kühlen dann ihrerseits die durchströmende Luft, sodaß der Wasserdampf kondensiert und gesammelt werden kann.

Der in West Perth lebende Whisson arbeitet bereits seit 2003 an seinem System, gleichzeitig konzipiert er aber auch Systeme zur solaren Meerwasser-Entsalzung.

Aufgrund der Wichtigkeit dieses Systems für eine autonome Wasserversorgung mittels Windkraft verlinke ich hier zu dem entsprechenden Europapatent (WO-Nr. 2006017888; vgl. EP-Nr. 1794512). Ein eigenes Kapitelteil zum Thema ,Wasser aus Luft’ ist ebenfalls bereits in Planung.

Meldungen vom April 2008 besagen, daß sich das System noch in der Entwicklungsphase befindet - und danach hört man nie wieder etwas von der Entwicklung oder der Firma.

Auch 2007 erhält ACCIONA Energy eine Planungsgenehmigung für die Errichtung der auf 150 Mio. $ veranschlagten 72 MW Berrimal Windfarm, 19 km westlich von Wedderburn in Buloke Shire, im nordwestlichen Victoria.

Aufgrund der wesentlichen Verbesserungen in der Windturbineneffizienz wird einige Jahre später ein überarbeitetes Baugesuch für bis zu 24 Stück AW3000 3 MW Turbinen eingereicht, das bislang aber noch nicht genehmigt worden ist.

Im Mai 2007 geht direkt neben der bestehenden Codrington Windfarm (s.o.) die erste Stufe des großen Portland Windfarm Projektes in Betrieb, der 30 MW Yambuk Windpark (20 NEG Micon NM72C, 50 Mio. A$, andere Quellen: 76 Mio. $). Im November 2008 folgt die 58 MW Cape Bridgewater Windfarm (29 REpower MM82, 130 Mio. A$), und Mitte 2009 die 44 MW Cape Nelson South Windfarm (22 REpower MM82).

Als vierte Stufe ist die 54 MW Cape Sir William Grant Windfarm geplant, deren Fertigstellung im Jahr 2011 erwartet wird (22 Turbinen). Anderen Quellen zufolge handelt es sich bei dieser Stufe um zwei Parks, die 22,6 MW Cape Nelson North Windfarm (11 REpower) sowie die 24,6 MW Cape Sir William Grant Windfarm (12 REpower), die im April 2015 in Betrieb gehen sollen.

Die Kapitalkosten des gesamten 195 MW Projekts (?) von Pacific Hydro werden mit 330 Mio. A$ angegeben.

Bereits im August 2005 hatte der dänische Turbinenhersteller Vestas in der Nähe von Portland eine Blattfertigung aufgebaut, deren Rotorblätter für das Projekt bestimmt sind. Die Blätter werden schließlich jedoch aus dem Ausland importiert – und die Anlage im Dezember 2007 wieder geschlossen. Weitere Hintergründe dazu sind mir bislang nicht bekannt.

Ebenfalls im Mai 2007 geht die 66 MW Cathedral Rocks Windfarm in Port Lincoln, 250 km westlich von Adelaide, in Betrieb (33 Vestas V80, TRUenergy, Acciona und EHN (Ozeanien) Pty Ltd.).

Die erste Turbine der 98,7 MW Snowtown Windfarm im Mittleren Norden von Süd-Australien, eine ganze Farmengruppe, etwa 150 km nördlich der Landeshauptstadt Adelaide, beginnt im Dezember 2007 mit ihrer Stromproduktion. Die vollständige erste Projektstufe wird im Oktober 2008 abgeschlossen (47 Suzlon S88, 220 Mio. A$, Trust Power Ltd.). Im Juli 2011 wird zusätzlich ein 2,1 MW Prototyp Suzlon S95 errichtet, womit sich die installierte Leistung auf 100,8 MW erhöht. Ursprünglich hatte eine Firma namens Wind Prospect Pty Ltd aus Adelaide für dieses Projekt bis zu 105 Windturbinen von je 2 MW vorgeschlagen.

Der Bau der zweiten Stufe, der 270 MW Snowtown 2 Windfarm, startet im August 2012, in Betrieb geht sie im November 2014 (90 Siemens SWT-3.0: 10 × S101 und 80 × S108, ca. 439 Mio. A$).

Im Frühjahr 2008 beginnt der Bau des 140,7 MW Capital Windpark mit 67 Turbinen in der Nähe von Bung, dem bis dato größten Windpark in New South Wales. Er wird von Suzlon Energy für den Eigentümer und Betreiber Infigen Energy als Teil der Kurnell-Entsalzungsanlage gebaut, und im Oktober 2009 in Betrieb genommen. Als Kosten wird ein Betrag von 220 Mio. A $ genannt (andere Quellen: 370 Mio. A $).

Im Juni 2008 nimmt die 94,5 MW Brown Hill Range Windfarm (o. Hallett Nr. 1) ihren Betrieb auf, als erster Park der Hallett-Gruppe, 15 km östlich von Hallett in Süd-Australien (45 Suzlon S88, 227,5 Mio. $, Suzlon Energy Australia Pty Ltd.). Auch hier waren die ersten Vorschläge, Arbeiten zur Bewertung der Windressourcen und Planungen durch die Firma Wind Prospect durchgeführt worden.

Bei diesem, auch Hallett Windfarm genannten Projekt wird als nächstes Ende 2009 der Bau der 71,4 MW Hallett Hill Windfarm (o. Hallett Nr. 2) abgeschlossen (34 Suzlon S88, 166 Mio. $, ANZ). Die als Hallett Nr. 3 geplante und 180 Mio. $ schwere Mount Bryan Windfarm wird nach einem mehr als drei Jahre langen Rechtsstreit mit der Gemeinde im August 2012 vom Projektentwickler AGL endgültig ad acta gelegt.

Erfolgreicher sind dagegen die 132,3 MW North Brown Hill Windfarm (Hallett Nr. 4), die im August 2010 ihren ersten Strom ins Netz speist, und Anfang 2011 den Vollbetrieb aufnimmt (63 Suzlon S88, 334 Mio. A$, AGL), sowie die 52,5 MW Bluff Range Windfarm (Hallett Nr. 5, auch als Bluff Windfarm bekannt), die Ende 2011 ans Netz geht (25 Suzlon S88, 120 Mio. $, andere Quellen: 129 Mio. A$, AGL, im Mai 2012 an Eurus verkauft).

Im Juli 2008 beginnt die Aktienausgabe für das genossenschaftliche Hepburn Wind Project (o. Leonards Hill Windfarm) bei Leonards Hill, 10 km südlich von Daylesford. Im März 2011 startet die Errichtung der zwei Turbinen, und bis zum Beginn der Stromproduktion im Juni zeichnen über 1.700 Mitglieder insgesamt 9 Mio. $. Unterstützt von der Regierung von Victoria wird der 4,1 MW Park von der Hepburn Wind gebaut (2 REpower-Turbinen). (FOTO geplant: 1059).

Im August 2008 werden Pläne für den größten Windpark der südlichen Hemisphäre bekannt. Die Coopers Gap Windfarm in der Region Bilboa und Cooranga soll mittels der von 252 Windturbinen produzierten 500 MW ab dem Jahr 2011 bis zu 32.000 Haushalte mit insgesamt 1,7 Mio. kWh pro Jahr versorgen können.

Das Finanzierungsvolumen des Projektes beträgt 1,2 Mrd. $, die Entwickler sind das Unternehmen Windlab Systems Pty Ltd. und die Investec Bank (Australia) Ltd.

Berichten vom April 2011 zufolge wird das Projekt auf 115 Turbinen und einen Preis von 800 Mio. $ verkleinert. Verwirklicht ist es bislang noch nicht.

Im gleichen Monat wird noch ein weiterer Plan veröffentlicht: Ebenfalls von der Investec Bank (Australia) Ltd. finanziert, will das östlich von Perth gelegene Merredin Shire Council eine 206 MW Windfarm errichten, die 125.000 Haushalte versorgen kann, wie die seit 2006 durchgeführten Machbarkeitsstudien ergeben haben.

Die Collgar Windfarm wird 600 Mio. $ kosten (andere Quellen: 750 Mio. $), und in Kooperation mit der Windlab Systems Pty Ltd. und der Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation (CSIRO) umgesetzt werden.

Die 111 Vestas-Windkraftanlagen der 18.000 ha großen Windfarm, die 25 km südöstlich von Merredin entsteht, erzeugen rund 800.000 MWh pro Jahr. Als Bauzeit werden 18 Monate veranschlagt.

Tatsächlich wird im Juni 2010 mit der Errichtung des Parks begonnen, die im Oktober 2011 auch erfolgreich abgeschlossen wird. Bereits im März 2010 war die Collgar Wind Farm Pty Ltd. an den UBS International Infrastructure Fund und den Retail Employees Superannuation Trust verkauft worden.

Im Dezember 2008 unterzeichnet der spanische Windkraftanlagen-Hersteller Union Fenosa einen Vertrag über mehr als 1,9 Mrd. $, bei dem es um die Errichtung von fünf Windparks in Victoria sowie zwei in New South Wales geht. Geplant sind in der ersten Stufe 130 MW bei Ryan Corner (68 Anlagen) und 60 MW in Hawkesdale (31 Anlagen), beide in der Nähe von Moyne Shire im Westen Victorias, sowie 92 MW in Crookwell (46 Anlagen) in New South Wales. Diese drei Farmen können insgesamt 186.000 Haushalte versorgen.

Die zweite Stufe umfaßt dann Windfarmen, für die derzeit noch passende Standorte in Tarrone, Berrybank und Darlington gesucht werden. Das letzte der sieben Projekte soll anschließend in Paling Yards, ebenfalls in New South Wales, realisiert werden. Die Finanzierung wird von der staatlichen Organisation Austrade übernommen. Mit diesen Projekten, die 2013 abgeschlossen sein sollen, werden sich Australiens Windenergiekapazitäten von derzeit 824 MW (Stand: Ende 2008) um weitere 850 MW mehr als verdoppeln.

Das hier abgebildete Foto eines nicht näher benannten Windparks in Südwest-Australien stammt übrigens vom Lektor dieser Seiten, meinem auf den Salomonen wohnenden Freund und Fotografen Richard Majchrzak.

Im Juli 2009 wird der 192 MW Waubra Windpark, 35 km nordwestlich von Ballarat in Victoria, fertiggestellt (128 Acciona AW 1500, 326 Mio. A$, andere Quellen: 450 Mio. A$, Acciona Wind Power). Fast zeitgleich geht auch die 30 MW Cullerin Range Wind Farm in New South Wales in Betrieb (15 REpower-Turbinen: 8 × MM82 und 7 × MM92, 50 Mio. A$, andere Quellen: rund 90 Mio. $).

Ende 2009 nimmt die 56,7 MW Clements Gap Windfarm, etwa 15 km südlich von Crystal Brook und 180 km nördlich von Adelaide, ihren Betrieb auf (27 Suzlon S88, 135 Mio. A$, Pacific Hydro).

Im Oktober 2010 folgt die 111 MW Waterloo Windfarm im Osten von Mintaro, Süd-Australien (37 Vestas V90, etwa 350 Mio $, Roaring 40s, im April 2011 an TRUenergy – später: Energy Australia – übergeben).

Die 46,5 MW Gunning Windfarm (o. Walwa Windfarm) im Cullerin Range, nordöstlich von Gunning (und der Cullerin Range Windfarm, s.o.) in New South Wales, nimmt im Mai 2011 ihren Betrieb auf (31 Acciona AW 1500, 107 Mio. €, Acciona), und der Bau der 48,3 MW Woodlawn Windfarm mit 23 Turbinen in der Nähe von Endore, New South Wales, wird im Oktober 2011 abgeschlossen. Es ist der bereits sechste australische Windpark des Betreibers Infigen Energy, die Konstruktionskosten betragen 115 Mio. A$.

Dem Stand von 2011 zufolge gibt es in Australien 2.224 MW installierter Leistung, weitere 15.284 MW sind entweder im Bau oder geplant. Dabei erwirtschaftete die Windkraft im Laufe des Jahres 6.432 GWh, was 2,4 % des australischen Strombedarfs entspricht. Bis Ende 2012 wächst die installierte Windkraft auf 2.576 MW, und Ende 2013 werden insgesamt 68 Windfarmen gezählt.

Im Januar 2013 ist die 420 MW Macarthur Windfarm in Macarthur, 33 km südlich von Hamilton in Victoria, voll funktionsfähig, die etwa 1 Mrd. A$ kostet und ein 5.500 ha großes Gelände umfaßt (140 Vestas V112-3.0, AGL und Meridian Energy, die ihren Anteil 2013 an Malakoff Corporation Berhad verkauft).

Der 55 MW Mumbida Windpark, 40 km südöstlich von Geraldton im Westen Australiens, wird im April 2013 ans Netz angeschlossen (22 GE 2,5MW-100, 130 Mio. $, Verve Energy und  Macquarie Capitol).

Im Mai 2013 meldet die Fachpresse, daß Denham Capital Management, ein milliardenschwerer US-Fonds, der sich auf Bergbau und Energie konzentriert, 75 Mio. $ in ein 1 GW Portfolio australischer Windkraftprojekte investiert, die sich bereits in Entwicklung befinden. Weitere Finanzierungspartner sind Enersis Australia, National Power und Kato Capital, die nun gemeinsam eine separate Einheit namens OneWind Australia gründen.

Der Schwerpunkt liegt zunächst auf der Abschlußentwicklung und -finanzierung von Projekten wie dem 100 MW Glen Innes Windpark in NSW; die 250 MW Lincoln Gap Windfarm in Süd-Australien oder den 240 MW Cattle Hill Windpark in Tasmanien.

Im Juli 2013 geht die 168 MW Musselroe Windfarm bei Cape Portland, Tasmanien, in Betrieb (56 Vestas V90-3.0, 400 Mio. $, Hydro Tasmania). Der Windpark war schon um 2004 herum vorgeschlagen worden, und ursprünglich ein Projekt der Firma Roaring 40s. Die Finanzierung erfolgt durch die chinesische Shenhua Clean Energy Holding.

Im September 2014 wird gemeldet, daß der 131 MW Mount Mercer Windpark, etwa 30 km südlich von Ballarat am Mount Mercer in Western Victoria, ans Netz gegangen ist (64 REpower MM92, 260 Mio. A$, WestWind Energy, Mitte 2009 auf Meridian Energy übergegangen).

Ende 2014 sind diverse große Windparks im Entstehen oder in Planung, deren Aufzählung allerdings zu weit führen würde. Sofern sie errichtet werden, erscheinen sie dann in einem künftigen Update.

Als Beispiele seien die 106,8 MW Taralga Windfarm in New South Wales, deren Inbetriebnahme für November 2014 geplant ist (51 Vestas-Turbinen, eine Kombination von V90-2.0 MW, V100-1.8 MW und V90-3.0 MW Anlagen) – oder der 106,6 MW Bald Hills Windpark in der Nähe von Tarwin Lower, Victoria, genannt, der im zweiten Quartal 2015 in Betrieb gehen soll (52 REpower MM92, Mitsui & Co.).

In Planung ist die 1 GW Silverton Windfarm, die im Westen von New South Wales, in der Nähe von Silverton, errichtet werden und rund 4,5 % des Energiebedarfs von NSW decken soll. Die Baugenehmigung für die erste Phase mit 282 Windenergieanlagen (300 MW) hatte die Regierung bereits Mitte 2009  erteilt.

Die Südaustralische Regierung wiederum genehmigt im Februar 2014 den 600 MW Ceres Windpark mit 197 Turbinen, der für 1,5 Mrd. $ auf der Halbinsel Yorke entstehen soll.

Im November 2014 wird über eine neue getriebelose Supraleiter-Turbine berichtet, die von einem Team der University of Wollongong in New South Wales entwickelt wird, und die 40 % weniger wiegen soll als herkömmliche Turbinen. Dies soll mittels einer supraleitenden Spule aus Magnesiumdiborid geschehen, welche das Getriebe ersetzt und den Wind ohne Verlust in Strom umwandelt.

Damit sollen sich die Herstellungs- und Wartungskosten um zwei Drittel reduzieren lassen. Während eine große Turbine derzeit rund 15 Mio. $ kostet, schätzen die australischen Forscher die Kosten der neuen Supraleiter-Anlage auf etwa 3 – 5 Mio. $ pro Turbine, sobald sie ihre Marktreife erreicht und in Serie geht, wofür derzeit rund 5 Jahre veranschlagt werden.

 

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